International Accounting Standards Board (“IASB”)

INFORME DEL AUDITOR INDEPENDIENTE

A los señores Accionistas y Directores de

Engie Energía Chile S.A.

Hemos efectuado una auditoría a los estados financieros consolidados adjuntos de Engie Energía Chile

S.A. y filiales, que comprenden los estados de situación financiera consolidados al 31 de diciembre de

2016 y 2015 y los correspondientes estados consolidados de resultados integrales, de cambios en el

patrimonio y de flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas y las correspondientes notas a

los estados financieros consolidados.

Responsabilidad de la Administración por los estados financieros consolidados

La Administración es responsable por la preparación y presentación razonable de estos estados

financieros consolidados de acuerdo a Normas Internacionales de Información Financiera emitidas por el

International Accounting Standards Board (“IASB”). Esta responsabilidad incluye el diseño,

implementación y mantención de un control interno pertinente para la preparación y presentación

razonable de estados financieros consolidados que estén exentos de representaciones incorrectas

significativas, ya sea debido a fraude o error.

Responsabilidad del Auditor

Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre estos estados financieros consolidados a

base de nuestras auditorías. Efectuamos nuestras auditorías de acuerdo con normas de auditoría

generalmente aceptadas en Chile. Tales normas requieren que planifiquemos y realicemos nuestro trabajo

con el objeto de lograr un razonable grado de seguridad que los estados financieros consolidados están

exentos de representaciones incorrectas significativas.

Una auditoría comprende efectuar procedimientos para obtener evidencia de auditoría sobre los montos y

revelaciones en los estados financieros consolidados. Los procedimientos seleccionados dependen del

juicio del auditor, incluyendo la evaluación de los riesgos de representaciones incorrectas significativas

de los estados financieros consolidados, ya sea debido a fraude o error. Al efectuar estas evaluaciones de

los riesgos, el auditor considera el control interno pertinente para la preparación y presentación razonable

de los estados financieros consolidados de la entidad con el objeto de diseñar procedimientos de auditoría

que sean apropiados a las circunstancias, pero no con el propósito de expresar una opinión sobre la

efectividad del control interno de la entidad. En consecuencia, no expresamos tal tipo de opinión. Una

auditoría incluye, también, evaluar lo apropiadas que son las políticas de contabilidad utilizadas y la

razonabilidad de las estimaciones contables significativas efectuadas por la Administración, así como una

evaluación de la presentación general de los estados financieros consolidados.

Consideramos que la evidencia de auditoria que hemos obtenido es suficiente y apropiada para

proporcionarnos una base para nuestra opinión de auditoría.

Deloitte

Auditores y Consultores Limitada

Rosario Norte 407

Rut: 80.276.200-3

Las Condes, Santiago

Chile

Fono: (56) 227 297 000

Fax: (56) 223 749 177

[email protected]

www.deloitte.cl

Deloitte® se refiere a Deloitte Touche Tohmatsu Limited una compañía privada limitada por garantía, de Reino Unido, y a su red de firmas miembro, cada una de las cuales es una entidad legal separada e independiente. Por favor, vea en www.deloitte.com/cl/acercade la descripción detallada de la estructura legal de Deloitte Touche Tohmatsu Limited y sus firmas miembro. Deloitte Touche Tohmatsu Limited es una compañía privada limitada por garantía constituida en Inglaterra & Gales bajo el número 07271800, y su domicilio registrado: Hill House, 1 Little New Street, London, EC4A 3TR, Reino Unido.

Opinión

En nuestra opinión, los estados financieros consolidados mencionados en el primer párrafo, presentan

razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de Engie Energía Chile S.A.

y filiales al 31 de diciembre de 2016 y 2015 y los resultados de sus operaciones y los flujos de efectivo

por los años terminados en esas fechas de acuerdo con las Normas Internacionales de Información

Financiera emitidas por el International Accounting Standards Board (“IASB”).

Santiago, Chile

Enero 31, 2017

Pablo Vasquez Urrutia.

RUT: 12.462.115-1

ENGIE ENERGIA CHILE S.A.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO TERMINADO

AL 31 DE DICIEMBRE DE 2016 CONTENIDO Estados de Situación Financiera Consolidados Estados de Resultados Integrales Consolidados por Función Estados de Flujo de Efectivo Consolidados Estado de Cambios en el Patrimonio Consolidado Notas a los Estados Financieros Consolidados kUSD: Miles de dólares estadounidenses (dólar)


Estados Financieros Consolidados al 31 de Diciembre de 2016

2

INDICE

Estados de Situación Financiera Consolidados Clasificado ........................................................................... 7

Estados de Resultados Integrales Consolidados por Función ....................................................................... 9

Otros Resultados Integrales Consolidados .................................................................................................. 10

Estados de Flujo de Efectivo – Directo ........................................................................................................ 11

Estado de Cambios en el Patrimonio Consolidado ...................................................................................... 12

NOTA 1 – INFORMACION GENERAL ............................................................................................................ 14

NOTA 2 – BASES DE PRESENTACION DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS ............................. 15

2.1 Bases de Preparación ............................................................................................................................ 15

2.2 Nuevas IFRS e Interpretaciones del Comité de Interpretaciones de IFRS ............................................. 16

2.3 Responsabilidad de la Información, Juicios y Estimaciones Realizadas ................................................ 18

2.4 Entidades Filiales ................................................................................................................................... 19

2.5 Inversiones Contabilizadas por el Método de la Participación ............................................................. 19

2.6 Principios de Consolidación ................................................................................................................... 20

2.7 Moneda Funcional y de Presentación ................................................................................................... 20

2.8 Periodo Contable ................................................................................................................................... 21

2.9 Conversión de Moneda Extranjera ........................................................................................................ 21

NOTA 3 – CRITERIOS CONTABLES APLICADOS ............................................................................................ 22

3.1 Propiedades, Plantas y Equipos ............................................................................................................. 22

3.2 Plusvalía Comprada ............................................................................................................................... 23

3.3 Otros Activos No Financieros No Corrientes ......................................................................................... 24

3.4 Activos Intangibles ................................................................................................................................ 24

3.5 Deterioro de Activos .............................................................................................................................. 25

3.6 Arrendamiento de Activos..................................................................................................................... 26

3.7 Instrumentos Financieros ...................................................................................................................... 26

3.7.1 Jerarquías de Valor Razonable ........................................................................................................... 26

3.7.2 Activos financieros ............................................................................................................................. 27

3.7.3 Pasivos financieros ............................................................................................................................. 28

3.7.4 Derivados y operaciones de cobertura .............................................................................................. 28



3

3.8 Inventarios ............................................................................................................................................. 29

3.9 Activos No Corrientes Mantenidos para la Venta y Actividades Interrumpidas ................................... 30

3.10 Provisiones .......................................................................................................................................... 30

3.10.1 Beneficios post empleo y otros similares ......................................................................................... 30

3.11 Clasificación del Valor Corriente y No Corriente ................................................................................. 30

3.12 Impuesto a la Renta e Impuestos Diferidos ........................................................................................ 31

3.13 Reconocimiento de Ingresos y Gastos ................................................................................................ 31

3.14 Ganancia (Pérdida) por Acción ............................................................................................................ 32

3.15 Dividendos ........................................................................................................................................... 32

3.16 Efectivo y Equivalentes al Efectivo ...................................................................................................... 32

3.17 Segmentos de Operación .................................................................................................................... 33

3.18 Pasivos y Activos Contingentes ........................................................................................................... 33

NOTA 4 – REGULACIÓN SECTORIAL Y FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ELECTRICO ................................. 34

4.1 Descripción del Negocio ........................................................................................................................ 34

4.2 Información de Regulación y Funcionamiento del Sistema Eléctrico ................................................... 34

4.3 Tipos de clientes .................................................................................................................................... 35

4.4 Principales Activos ................................................................................................................................. 35

4.5 Energías Renovables .............................................................................................................................. 36

NOTA 5 – REORGANIZACIONES SOCIETARIAS ............................................................................................. 37

5.1 Adquisición de subsidiarias y participaciones no controladoras ........................................................... 37

5.2 Venta de subsidiarias ............................................................................................................................ 37

NOTA 6 – EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO ................................................................................... 38

6.1 Disponible .............................................................................................................................................. 38

6.2 Depósitos a Plazo................................................................................................................................... 39

NOTA 7 – OTROS ACTIVOS FINANCIEROS .................................................................................................... 40

7.1 Cuotas de Fondos Mutuos Renta Fija .................................................................................................... 40

NOTA 8 – OTROS ACTIVOS NO FINANCIEROS CORRIENTES ........................................................................ 40

NOTA 9 – CUENTAS COMERCIALES POR COBRAR Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR .................................. 41

9.1 Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar corrientes ............................................... 41



4

9.2 Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar no corrientes .......................................... 41

NOTA 10 – CUENTAS POR COBRAR, CUENTAS POR PAGAR Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES

RELACIONADAS ........................................................................................................................................... 45

10.1 Remuneración de Personal Clave de la Gerencia ................................................................................ 45

10.2 Personal Clave de la Gerencia ............................................................................................................. 46

10.3 Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas, Corriente .................................................................. 47

10.4 Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas, No Corriente ............................................................. 47

10.5 Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas, Corrientes. .................................................................. 48

10.6 Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas, No Corrientes ............................................................. 48

10.7 Transacciones con Entidades Relacionadas ........................................................................................ 49

NOTA 11 – INVENTARIOS CORRIENTES ....................................................................................................... 51

NOTA 12 – IMPUESTOS CORRIENTES ......................................................................................................... 52

NOTA 13 – ACTIVOS NO CORRIENTES O GRUPOS DE ACTIVOS PARA SU DISPOSICION CLASIFICADOS

COMO MANTENIDOS PARA LA VENTA ........................................................................................................ 53

NOTA 14 – OTROS ACTIVOS NO FINANCIEROS, NO CORRIENTE ................................................................. 55

NOTA 15 – INVERSIONES CONTABILIZADAS UTILIZANDO EL METODO DE LA PARTICIPACION .................. 56

NOTA 16 – ACTIVOS INTANGIBLES DISTINTOS DE PLUSVALIA .................................................................... 57

NOTA 17 – PLUSVALIA ................................................................................................................................. 59

NOTA 18 – PROPIEDADES, PLANTAS Y EQUIPOS ........................................................................................ 60

NOTA 19 – IMPUESTOS DIFERIDOS ............................................................................................................. 63

19.1 Los activos por impuestos diferidos al cierre incluyen los siguientes conceptos: .............................. 63

19.2 Los pasivos por impuestos diferidos al cierre incluyen los siguientes conceptos: .............................. 63

19.3 Conciliación Tasa Efectiva ................................................................................................................... 64

19.4 Resultado Tributario de las Filiales Nacionales al término del periodo .............................................. 65

NOTA 20 – OTROS PASIVOS FINANCIEROS .................................................................................................. 66

NOTA 21 – DERIVADOS Y OPERACIONES DE COBERTURA .......................................................................... 68

NOTA 22 – GESTION DE RIESGOS ................................................................................................................ 71

Política de Gestión de Riesgos Financieros ................................................................................................. 71

22.1 Riesgos de Mercado ............................................................................................................................ 71

22.2 Riesgo de Precio de Acciones .............................................................................................................. 72



5

22.3 Riesgo de Precio de Combustibles ...................................................................................................... 72

22.4 Riesgo de Crédito ................................................................................................................................ 73

22.5 Deudores por Venta ............................................................................................................................ 73

22.6 Activos Financieros y Derivados .......................................................................................................... 73

22.7 Riesgo de Liquidez ............................................................................................................................... 73

22.8 Seguros ................................................................................................................................................ 74

22.9 Clasificación De Riesgo ........................................................................................................................ 74

NOTA 23 – CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR .................................... 75

NOTA 24 – PROVISIONES CORRIENTES POR BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS ............................................ 75

NOTA 25 – OTROS PASIVOS NO FINANCIEROS ............................................................................................ 76

NOTA 26 – OTRAS PROVISIONES NO CORRIENTES ...................................................................................... 77

NOTA 27 – PROVISIONES NO CORRIENTES POR BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS ...................................... 77

NOTA 28 – PATRIMONIO ............................................................................................................................. 78

28.1 Política de Dividendos ......................................................................................................................... 78

28.2 Gestión de Capital ............................................................................................................................... 79

NOTA 29 – PARTICIPACION NO CONTROLADORAS ..................................................................................... 80

NOTA 30 – INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS ................................................................................ 81

NOTA 31 – COSTOS DE VENTA .................................................................................................................... 82

NOTA 32 – OTROS INGRESOS Y EGRESOS DE LA OPERACION ..................................................................... 83

NOTA 33 – GASTOS DE ADMINISTRACION .................................................................................................. 83

NOTA 34 – GASTOS DEL PERSONAL............................................................................................................. 83

NOTA 35 – OTROS GASTOS ......................................................................................................................... 84

NOTA 36 – INGRESOS FINANCIEROS ........................................................................................................... 84

NOTA 37 – COSTOS FINANCIEROS ............................................................................................................... 84

NOTA 38 – DIFERENCIAS DE CAMBIO .......................................................................................................... 85

NOTA 39 – GANANCIA POR ACCION............................................................................................................ 86

NOTA 40 – GARANTIAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS, OTROS ACTIVOS Y PASIVOS

CONTINGENTES Y OTROS ............................................................................................................................ 87

40.1 Garantías Directas ............................................................................................................................... 87

40.2 Garantías Indirectas ............................................................................................................................ 87



6

40.3 Cauciones Obtenidas de Terceros ....................................................................................................... 88

40.4 Restricciones ....................................................................................................................................... 89

40.5 Otras Contingencias ............................................................................................................................ 89

NOTA 41 – DOTACION ................................................................................................................................. 92

NOTA 42 – SANCIONES ................................................................................................................................ 92

NOTA 43 – MEDIO AMBIENTE ..................................................................................................................... 92

NOTA 44 – INFORMACION FINANCIERA RESUMIDA DE FILIALES ................................................................ 94

NOTA 45 – HECHOS POSTERIORES ............................................................................................................. 95

ANEXO 1 – SOCIEDADES QUE COMPONEN EL GRUPO ENGIE ENERGIA CHILE S.A. .................................... 96

ANEXO 2 – DETALLE DE ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA ................................................... 97



7

Estados de Situación Financiera Consolidados Clasificado, al 31 de diciembre de 2016 y 2015, expresados en miles de dólares estadounidenses

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Efectivo y equivalentes al efectivo 6 278.276 145.371Otros activos f inancieros corrientes 7 3.281 3.083Otros activos no f inancieros corrientes 8 34.802 24.167

Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar corrientes 9 98.565 120.814

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corrientes 10 6.024 5.059Inventarios corrientes 11 177.136 173.496Activos por impuestos corrientes, corriente 12 36.148 39.069

Activos corrientes distintos de los activos no corrientes o grupo de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los propietarios

634.232 511.059

Activos no corrientes o grupos de activos para su disposición clasif icados como mantenidos para la venta o como mantenidos para distribuir a los propietarios

13 0 247.879

634.232 758.938

Otros activos f inancieros no corrientes 7 0 54Otros activos no f inancieros no corrientes 14 13.910 20.828Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar no corrientes 9 248 17Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, no corrientes 10 33.913 0Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación 15 83.350 0Activos intangibles distintos de la plusvalía 16 272.653 289.857Plusvalía 17 25.099 25.099Propiedades, planta y equipo 18 2.206.772 1.972.680Activos por impuestos diferidos 19 42.901 43.120

2.678.846 2.351.6553.313.078 3.110.593

ACTIVOS Nota

Activos Corrientes

Activos Corrientes, TotalActivos No Corrientes

Activos No Corrientes, TotalActivos, Total

Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados



8

Estados de Situación Financiera Consolidados Clasificado, al 31 de diciembre de 2016 y 2015, expresados en miles de dólares estadounidenses

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Otros pasivos f inancieros corrientes 20 17.433 19.001Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar 23 157.972 154.716Cuentas por pagar a entidades relacionadas, corrientes 10 30.600 16.219Pasivos por impuestos corrientes, corriente 12 64.378 22.195Provisiones corrientes por beneficios a los empleados 24 20.167 18.111Otros pasivos no f inancieros corrientes 25 1.633 7.977

Pasivos corrientes distintos de los pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta

292.183 238.219

Pasivos incluidos en grupos de activos para su disposición clasif icados como mantenidos para la venta

13 0 35.289

292.183 273.508

Otros pasivos f inancieros no corrientes 20 731.439 741.146Cuentas por pagar a entidades relacionadas, no corrientes 10 752 1.008Otras provisiones no corrientes 26 8.954 9.503Pasivo por impuestos diferidos 19 268.332 254.739Provisiones no corrientes por beneficios a los empleados 27 240 292Otros pasivos no f inancieros no corrientes 25 5.012 5.026

1.014.729 1.011.7141.306.912 1.285.222

Capital Emitido 1.043.728 1.043.728Ganancias acumuladas 555.462 377.081Otras Reservas 28 323.335 308.237

1.922.525 1.729.046Participaciones No Controladoras 29 83.641 96.325

2.006.166 1.825.3713.313.078 3.110.593

Pasivos Corrientes, Total

Patrimonio y Pasivos, Total

PATRIMONIO Y PASIVOS Nota

Pasivos Corrientes

Patrimonio Total

Patrimonio Neto Atribuible a los Propietarios de la Controladora

Pasivos No Corrientes

Pasivos, No Corrientes, Total Total PasivosPatrimonio




9

Estados de Resultados Integrales Consolidados por Función, al 31 de diciembre de 2016 y 2015, expresados en miles de dólares estadounidenses

kUSD kUSDIngresos de actividades ordinarias 30 967.444 1.142.697Costo de ventas 31 (790.687) (924.712)

176.757 217.985Otros ingresos 32 208.362 10.716Gastos de administración 33 (35.358) (52.087)Otros gastos, por función 35 (43.391) (64)

306.370 176.550Ingresos f inancieros 36 2.140 2.540Costos f inancieros 37 (26.727) (37.223)

Participación en las ganancias (pérdidas) de asociadas y negocios conjuntos que se contabilicen utilizando el método de la participación

15 54.069 0

Diferencias de cambio 38 2.146 (7.790)337.998 134.077

Gasto por impuestos, operaciones continuadas 19 (79.422) (33.539)

Ganancia procedente de operaciones Continuadas 258.576 100.538

Ganancia, atribuible a los propietarios de la controladora 254.830 94.169

Ganancia, atribuible a participaciones no controladoras 29 3.746 6.369

Ganancia 254.830 94.169Ganancia por acción básica en operaciones continuadas 39 USD 0,242 USD 0,089

31/12/2015Estado Consolidado de Resultados Integrales por Función Nota

Ganancia bruta

Ganancias por Acción

Ganancia por actividades de operación

Ganancia, antes de Impuesto

Ganancia, atribuible a

31/12/2016




10

Otros Resultados Integrales Consolidados, al 31 de diciembre de 2016 y 2015, expresados en miles de dólares estadounidenses

kUSD kUSD258.576 100.538

569 (22.780)

(136) 4.046

433 (18.734) 259.009 81.804

255.263 75.435 3.746 6.369

259.009 81.804 Resultado Integral Total

31/12/201531/12/2016

Coberturas del flujo de efectivo

Resultado Integral atribuible a:

Otro resultado integral

Otro resultado integralResultado Integral

Resultado integral atribuible a los propietarios de la controladora

Impuesto a las ganancias relacionado con coberturas de flujos de efectivo de otro resultado integral

Impuesto a las ganancias relacionado con coberturas de f lujos de efectivo de otro resultado integral

Ganancias (pérdidas) por coberturas de f lujos de efectivo, antes de impuestos

Ganancia

Resultado integral atribuible a participaciones no controladoras




11

Estados de Flujo de Efectivo – Directo, al 31 de diciembre de 2016 y 2015, expresados en miles de dólares estadounidenses

3 1/12 /2 0 16 3 1/12 /2 0 15

kUSD kUSD

Cobros procedentes de las ventas de bienes y prestación de servicios 1.128.341 1.337.473

Cobros procedentes de primas y prestaciones, anualidades y otros benefic ios de pólizas suscritas

5.637 5.671

Otros cobros por actividades de operación 15.556 24.463

Pagos a proveedores por el suministro de bienes y servic ios (756.040) (888.104)

Pagos a y por cuenta de los empleados (66.877) (65.477)

Pagos por primas y prestaciones, anualidades y otras obligaciones derivadas de las pólizas suscritas

(18.698) (18.711)

Otros pagos por actividades de operación (1.892) 0

Intereses pagados, c lasificados como actividades de operación (26.189) (35.534)

Intereses recibidos, c lasificados como actividades de operación 70 907

Impuestos a las ganancias pagados (reembolsados), c lasificados como actividades de operación)

(15.611) (21.106)

Otras entradas (salidas) de efectivo, clasificados como actividades de operación

(32.427) (47.462)

Flujos de e fe c tivo proc e de nte s de (utiliza dos e n) a c tivida de s de ope ra c ión

2 3 1.8 7 0 2 9 2 .12 0

Flujos de efectivo procedentes de la pérdida de control de subsidiarias u otros negocios

217.560 (210)

Otros cobros por la venta de patrimonio o instrumentos de deuda de otras entidades, clasificados como actividades de inversión

587.802 695.427

Otros pagos para adquirir patrimonio o instrumentos de deuda de otras entidades, clasificados como actividades de inversión

(586.908) (699.119)

Otros pagos para adquirir partic ipaciones en negocios conjuntos (875) 0

Préstamos a entidades relacionadas (129.612) 0

Importes procedentes de ventas de propiedades, planta y equipo, c lasificados como actividades de inversión

19.537 42

Compras de propiedades, planta y equipo, c lasificados como actividades de inversión

(369.933) (356.812)

Cobros a entidades relacionadas 256.678 0

Intereses recibidos 1.425 1.166

Otras entradas (salidas) de efectivo 327 (13.645)

Flujos de e fe c tivo proc e de nte s de (utiliza dos e n) a c tivida de s de inve rsión

(3 .9 9 9 ) (3 7 3 .15 1)

Dividendos pagados (91.208) (45.258)

Otras entradas (salidas) de Efectivo 0 0

Flujos de e fe c tivo proc e de nte s de (utiliza dos e n) a c tivida de s de fina nc ia c ión

(9 1.2 0 8 ) (4 5 .2 5 8 )

Incremento (disminución) en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del efecto de los cambios en la tasa de cambio

13 6 .6 6 3 (12 6 .2 8 9 )

Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo

(3.758) 3.163

Inc re me nto (disminuc ión) de e fe c tivo y e quiva le nte s a l e fe c tivo 13 2 .9 0 5 (12 3 .12 6 )

Efectivo y equivalentes al efectivo 6 145.371 268.497

Efe c tivo y e quiva le nte s a l e fe c tivo 6 2 7 8 .2 7 6 14 5 .3 7 1

Flujos de e fe c tivo proc e de nte s de (utiliza dos e n) a c tivida de s de inve rsión

Flujos de e fe c tivo proc e de nte s de (utiliza dos e n) a c tivida de s de fina nc ia c ión

Esta do Consolida do de Flujo de Efe c tivo - Dire c to Nota

Flujos de e fe c tivo proc e de nte s de (utiliza dos e n) a c tivida de s de ope ra c ión

Cla se s de c obros por a c tivida de s de ope ra c ión

Cla se s de pa gos e n e fe c tivo proc e de nte s de a c tivida de s de ope ra c ión

Flujos de e fe c tivo proc e de nte s (utiliza dos e n) ope ra c ione s




12

Estado de Cambios en el Patrimonio Consolidado Neto al 31 de diciembre de 2016, expresado en miles de dólares estadounidenses

kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD

P atrimo nio al 01/ 01/ 2016 1.043.728 308.237 0 377.081 1.729.046 96.325 1.825.371

Ganancia 0 0 0 254.830 254.830 3.746 258.576

Otros Resultados Integrales 0 15.098 0 0 15.098 0 15.098

T o tal R esultado s Integrales 0 15.098 0 254.830 269.928 3.746 273.674

Dividendos 0 0 0 (76.449) (76.449) (16.430) (92.879)

C ambio s en P atrimo nio 0 15.098 0 178.381 193.479 (12.684) 180.795

Saldo F inal P erí o do A ctual 31/ 12/ 2016 1.043.728 323.335 0 555.462 1.922.525 83.641 2.006.166

P atrimo nio N eto A tribuible

a lo s P ro pietario s

de la C o ntro lado ra

C ambio s en P art icipacio nes

no C o ntro lado ras

C ambio s en P atrimo nio

N eto , T o tal

Otras R eservas

Varias

R eservas de C o nversió n

C ambio s en R esultado s R etenido s (P érdidas

A cumuladas)

C ambio s en C apita l Emit ido

A ccio nes Ordinarias

C ambio s en Otras R eservas

Estado de C ambio s en el P atrimo nio N eto al 31 de D iciembre de 2016




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Estado de Cambios en el Patrimonio Consolidado Neto al 31 de diciembre de 2015, expresado en miles de dólares estadounidenses

kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD

P atrimo nio al 01/ 01/ 2015 1.043.728 326.971 0 311.163 1.681.862 98.898 1.780.760

Ganancia 0 0 0 94.169 94.169 6.369 100.538

Otros Resultados Integrales 0 (18.734) 0 0 (18.734) 0 (18.734)

T o tal R esultado s Integrales 0 (18.734) 0 94.169 75.435 6.369 81.804

Dividendos 0 0 0 (28.251) (28.251) (8.942) (37.193)

C ambio s en P atrimo nio 0 (18.734) 0 65.918 47.184 (2.573) 44.611

Saldo F inal P erí o do A nterio r 31/ 12/ 2015 1.043.728 308.237 0 377.081 1.729.046 96.325 1.825.371

C ambio s en P atrimo nio

N eto , T o tal

Otras R eservas

Varias

R eservas de C o nversió n

C ambio s en Otras R eservas C ambio s en R esultado s R etenido s (P érdidas

A cumuladas)

P atrimo nio N eto A tribuible

a lo s P ro pietario s

de la C o ntro lado ra

C ambio s en P art icipacio nes

no C o ntro lado ras

Estado de C ambio s en el P atrimo nio N eto al 31 de D iciembre de 2015

C ambio s en C apita l Emit ido

A ccio nes Ordinarias




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NOTA 1 – INFORMACION GENERAL 1.1 Información Corporativa ENGIE ENERGIA CHILE S.A. en adelante EECL, (ex E.CL S.A.), fue creada como Sociedad de Responsabilidad Limitada, el 22 de octubre de 1981, con aportes de la Empresa Nacional de Electricidad S.A. (ENDESA) y de la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO). Inició sus operaciones con domicilio legal en la ciudad de Antofagasta, con fecha primero de junio de 1981. El 30 de septiembre de 1983, ENGIE ENERGIA CHILE S.A. se transformó en una Sociedad Anónima Abierta de duración indefinida, transada en la Bolsa Chilena y como tal se encuentra inscrita, con fecha 23 de julio de 1985, en el Registro de Valores con el número 0273 y sujeto a la fiscalización de la Superintendencia de Valores y Seguros. Para efectos de tributación el rol único tributario (RUT) es el N° 88.006.900-4. En Junta Extraordinaria de Accionistas celebrada con fecha 26 de Abril de 2016, se acordó sustituir el nombre de la Sociedad por “ENGIE ENERGIA CHILE S.A.” El domicilio social y las oficinas principales de ENGIE ENERGIA CHILE S.A. se encuentran en la ciudad de Santiago de Chile, en la Avenida Apoquindo N° 3721 Oficina 61, Las Condes, teléfono N° (56-2) 23533200. La Sociedad es controlada por el Grupo ENGIE en forma directa a través de ENGIE Chile S.A. (antes denominada “GDF SUEZ Energy Chile S.A.”), titular de 555.769.219 acciones, sin valor nominal y de serie única, cuya participación alcanza al 52,76%, el 47,34% restante es transado en las distintas bolsas de comercio de Chile. Los Estados Financieros Consolidados de ENGIE ENERGIA CHILE S.A. al 31 de diciembre de 2016 fueron aprobados en el Directorio de la Sociedad el 31 de enero de 2017. Los Estados Financieros Consolidados de ENGIE ENERGIA CHILE S.A. al 31 de diciembre de 2015 fueron aprobados en el Directorio de la Sociedad el 26 de enero de 2016. Estos Estados Financieros Consolidados se presentan en miles de dólares de los Estados Unidos (salvo mención expresa) por ser esta la moneda funcional de la Sociedad.



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NOTA 2 – BASES DE PRESENTACION DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS 2.1 Bases de Preparación Los presentes Estados Financieros Consolidados de ENGIE ENERGIA CHILE S.A. y Filiales se encuentran de acuerdo a Instrucciones y Normas de preparación y presentación de información financiera emitida por la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) que consideran las Normas Internacionales de Información Financiera, emitidas por el International Accounting Standards Board (IASB). Los presentes estados financieros consolidados reflejan fielmente la situación financiera de ENGIE ENERGIA CHILE S.A. al 31 de diciembre de 2016 y 2015, y los resultados de las operaciones, los cambios en el patrimonio neto y los flujos de efectivo por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2016 y 2015. Los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2015, fueron originalmente preparados de acuerdo a instrucciones y normas emitidas por la Superintendencia de Valores y Seguros de Chile (SVS), las cuales se componen de las NIIF, más instrucciones específicas dictadas por la SVS. Estas instrucciones se relacionan directamente con el Oficio Circular N° 856, emitido por la SVS el 17 de octubre de 2014, y que instruyó a las entidades fiscalizadas registrar directamente en patrimonio las variaciones en activos y pasivos por concepto de impuestos diferidos, que surgieran como resultado directo del incremento en la tasa de impuestos de primera categoría introducido en Chile por la Ley 20.780. Esta instrucción difiere de lo establecido por las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), que requieren que dicho efecto sea registrado contra resultados del ejercicio. El efecto de este cambio en las bases de contabilidad significó reconocer en el año 2014 un cargo a los resultados acumulados por un importe de MUS$ 45.094, que de acuerdo a NIIF debería haber sido presentado con cargo a resultados de dicho año. En la re-adopción de las NIIF, la Sociedad ha aplicado estas normas como si nunca hubiera dejado de aplicarlas, de acuerdo a la opción establecida en el párrafo 4A de la NIIF 1 “Adopción por primera vez de las Normas Internacionales de Información Financiera”. Esta re-adopción de las NIIF no implicó realizar ajustes al estado de situación financiera consolidado al 31 de diciembre de 2015, originalmente emitidos. Los presentes Estados Financieros Consolidados se han preparado a partir de los registros de contabilidad mantenidos por ENGIE ENERGIA CHILE S.A y sus Filiales.



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NOTA 2 – BASES DE PRESENTACION DE LOS ESTADOS FINANCIEROS BASICOS (Continuación) 2.2 Nuevas IFRS e Interpretaciones del Comité de Interpretaciones de IFRS a) Las siguientes nuevas Normas e Interpretaciones han sido adoptadas en estos estados financieros. Enmiendas a NIIF Fecha de aplicación obligatoria

Contabilización de las adquisiciones por participaciones en operaciones conjuntas (enmiendas a NIIF 11)

Periodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2016

Aclaración de los métodos aceptables de Depreciación y Amortización (enmiendas a la NIC 16 y NIC 38)


Agricultura: Plantas productivas (enmiendas a la NIC 16 y NIC 41)


Método de la participación en los estados financieros separados (enmiendas a la NIC 27)


Iniciativa de Revelación (enmiendas a NIC 1) Periodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2016

Entidades de Inversión: Aplicación de la excepción de Consolidación (enmiendas a NIIF 10, NIIF 12 y NIC 28)


Mejoras Anuales Ciclo 2012 – 2014 mejoras a cuatro NIIF Periodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2016

La aplicación de estas normas no ha tenido un impacto significativo en los montos reportados en estos estados financieros consolidados, sin embargo, podrían afectar la contabilización de futuras transacciones o acuerdos. b) Las siguientes nuevas Normas e Interpretaciones han sido emitidas pero su fecha de aplicación aún no está vigente: Nuevas NIIF Fecha de aplicación obligatoria

NIIF 9, Instrumentos Financieros Períodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2018

NIIF 15, Ingresos procedentes de contratos con clientes Periodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2018

NIIF 16, Arrendamientos Periodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2019



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NOTA 2 – BASES DE PRESENTACION DE LOS ESTADOS FINANCIEROS BASICOS (Continuación) 2.2 Nuevas IFRS e Interpretaciones del Comité de Interpretaciones de IFRS (continuación) b) Las siguientes nuevas Normas e Interpretaciones han sido emitidas pero su fecha de aplicación aún no está vigente: Enmiendas a NIIF Fecha de aplicación obligatoriaVenta o Aportación de activos entre un Inversionista y su Asociada o Negocio Conjunto (enmiendas a NIIF 10 y NIC 28)

Fecha de vigencia aplazada indefinidamente

Reconocimiento de activos por impuestos diferidos por pérdidas no realizadas (enmiendas a NIC 12)

Períodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2017

Iniciativa de Revelación (enmiendas a NIC 7) Periodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2017

Aclaración a la NIIF 15 “Ingresos procedentes de contratos con clientes”


Clasificación y medición de transacciones de pagos basados en acciones (enmiendas a NIIF 2)


Aplicación NIIF 9 “Instrumentos Financieros” con NIIF 4 “Contratos de Seguro” (enmiendas a NIIF 4)

Enfoque de superposición efectivo cuando se aplica por primera vez la NIIF 9. Enfoque de aplazamiento efectivo para períodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2018, y sólo están disponibles durante tres años después de esa fecha.

Transferencias de propiedades de Inversión (enmiendas a NIC 40)


Mejoras anuales ciclo 2014-2016 (enmiendas a NIIF 1, NIIF 12 y NIC 28)

Las enmiendas a NIIF 1 y NIC 28 son efectivas para periodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2018. La enmienda a la NIIF 12 para períodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2017

Nuevas Interpretaciones Fecha de aplicación obligatoria CINIIF 22 Operaciones en moneda extranjera y consideración anticipada


La Administración está evaluando el impacto de la aplicación de NIIF 9, NIIF 15 y NIIF 16, sin embargo, no es posible proporcionar una estimación razonable de los efectos que estas normas tendrán hasta que la administración finalice la revisión detallada. En opinión de la Administración, no se espera que la aplicación futura de otras normas y enmiendas tengan un efecto significativo en los estados financieros consolidados.



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NOTA 2 – BASES DE PRESENTACION DE LOS ESTADOS FINANCIEROS BASICOS (Continuación) 2.3 Responsabilidad de la Información, Juicios y Estimaciones Realizadas El directorio de ENGIE ENERGIA CHILE S.A. ha tomado conocimiento de la información contenida en estos estados financieros consolidados y se declara responsable respecto de la veracidad de la información incorporada en el presente informe al 31 de diciembre de 2016. La preparación de los estados financieros requiere que la administración realice juicios, estimaciones y supuestos que afectan la aplicación de las políticas de contabilidad y los montos de activos, pasivos, ingresos y gastos presentados. Los resultados reales pueden diferir de estas estimaciones. Las estimaciones y supuestos relevantes son revisadas regularmente. Las revisiones de las estimaciones contables son reconocidas en el período en que la estimación es revisada y en cualquier período futuro afectado. Las estimaciones, principalmente comprenden: ‐ Vida útil de propiedades, planta y equipos y pruebas de deterioro. La vida útil de cada clase de activos productivos ha sido estimada por la Administración. Esta estimación podría variar como consecuencia de cambios tecnológicos y/o factores propios del negocio. Adicionalmente, la Sociedad ha evaluado al cierre del ejercicio la existencia de indicios de deterioro exigidos por la NIC 36. ‐ Hipótesis utilizadas para el cálculo actuarial de las indemnizaciones por años de servicios. Para determinar el pasivo respectivo, se han considerado como metodología, el cálculo actuarial, considerando tasa de descuento, rotación de personal, tasa de mortalidad, retiros promedios y finalmente tasa de incremento salarial. ‐ Contingencias, juicios o litigios La Sociedad evalúa periódicamente la probabilidad de pérdida de sus litigios y contingencias de acuerdo a las estimaciones realizadas por sus asesores legales. En los casos en que la Administración y los abogados de la Sociedad han opinado que se obtendrán resultados favorables o que los resultados son inciertos y los juicios se encuentran en trámite, no se han constituido provisiones al respecto. ‐ Activos Intangibles Para estimar el valor de uso, la Sociedad prepara las provisiones de flujos de caja futuros antes de impuestos. En el caso de que el importe recuperable sea inferior al valor neto en libros del activo, se registra la correspondiente provisión por pérdida por deterioro por la diferencia, con cargo a amortizaciones del Estado de Resultados.



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NOTA 2 – BASES DE PRESENTACION DE LOS ESTADOS FINANCIEROS BASICOS (Continuación) 2.4 Entidades Filiales Estos estados financieros consolidados incorporan los estados financieros de la Sociedad y entidades controladas por la Compañía. El control se logra cuando la empresa: - Tiene poder sobre la participada; - Expuesta, o tiene derecho, a rendimientos variables procedentes de su implicación en la participada; y - Tiene la capacidad de utilizar su poder para afectar sus rendimientos. La Compañía reevalúa si tiene o no control en una participada si los hechos y circunstancias indican que hay cambios en uno o más de los tres elementos de control listados arriba. Las filiales "Electroandina S.A.", "Central Termoeléctrica Andina S.A.", "Gasoducto Nor Andino SpA", "Gasoducto Nor Andino Argentina S.A.", "Inversiones Hornitos S.A." y "Edelnor Transmisión S.A.", se consolidan en estos estados financieros. Los activos, pasivos y resultados se incluyen en las cuentas anuales consolidadas después de las eliminaciones y/o ajustes que corresponden a las operaciones propias del Grupo EECL (Ver Anexo 1) 2.5 Inversiones Contabilizadas por el Método de la Participación Corresponde a la participación en sociedades en la que EECL posee control conjunto con otra sociedad o en las que ejerce una influencia significativa. El método de la participación consiste en registrar la participación por la fracción del patrimonio neto que representa la participación de la Sociedad sobre el capital ajustado de la emisora. Las entidades asociadas son aquellas entidades en donde la Sociedad tiene influencia significativa, pero no control, sobre las políticas financieras y operacionales. El detalle de las sociedades contabilizadas por el método de la participación se describe en Anexo 1. La filial Transmisora Eléctrica del Norte S.A. es contabilizada por el método de la participación. Un negocio conjunto es un acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo tienen derecho a los activos netos del acuerdo conjunto. Control conjunto es el acuerdo contractual para compartir el control de un acuerdo, que sólo existe cuando las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento unánime de las partes que comparten el control. Los resultados, activos y pasivos de las asociadas y/o negocios conjuntos son incorporados en estos Estados Financieros utilizando el método de la participación, excepto cuando la inversión es clasificada como mantenida para la venta, en cuyo caso es contabilizada en conformidad con NIIF 5 Activos No Corrientes Mantenidos para la Venta y Operaciones Discontinuadas. Bajo el método de la participación, las inversiones en asociadas y/o negocios conjuntos son registradas inicialmente al costo, y son ajustadas posteriormente en función de los cambios que experimenta, tras la adquisición, la porción de los activos netos de la asociada que corresponde a la Sociedad, menos cualquier deterioro en el valor de las inversiones individuales. Cuando la participación del Grupo en las pérdidas de una asociada o negocio conjunto excede su participación en éstos, la entidad dejará de reconocer su participación en las pérdidas adicionales. La participación en una asociada o negocio conjunto será el importe en libros de la inversión en la asociada o negocio conjunto determinado según el método de la participación, junto con cualquier participación a largo plazo que, en esencia, forme parte de la inversión neta de la entidad en la asociada o negocio conjunto.



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NOTA 2 – BASES DE PRESENTACION DE LOS ESTADOS FINANCIEROS BASICOS (Continuación) 2.5 Inversiones Contabilizadas por el Método de la Participación Una inversión en una asociada y/o negocio conjunto se contabilizará utilizando el método de la participación, desde la fecha en que pasa a ser una asociada o negocio conjunto. En el momento de la adquisición de la inversión en una asociada o negocio conjunto cualquier exceso del costo de la inversión sobre y la participación de la Compañía en el valor razonable neto de los activos y pasivos identificables de la participada, se contabilizará como plusvalía, y se incluirá en el importe en libros de la inversión. Cualquier exceso de la participación de la entidad en el valor razonable neto de los activos y pasivos identificables de la participada sobre el costo de la inversión, después de efectuar una reevaluación, será reconocida inmediatamente en resultados en el período en el cual la inversión fue adquirida. 2.6 Principios de Consolidación La consolidación de las operaciones de ENGIE ENERGIA CHILE S.A. y filiales se ha hecho línea por línea sobre la base de los siguientes principios básicos: 1. En la fecha de toma de control, los activos adquiridos y los pasivos asumidos de la sociedad filial son registrados

a valor razonable, excepto para ciertos activos y pasivos que se registran siguiendo los principios de valoración establecidos en las NIIF. Si el valor razonable de la contraprestación transferida más el valor razonable de cualquier participación no controladora excede el valor razonable de los activos netos adquiridos de la filial, esta diferencia es registrada como plusvalía. En el caso de una compra a bajo precio, la ganancia resultante se registra con abono a resultados, después de reevaluar si se han identificado correctamente todos los activos adquiridos y pasivos asumidos y revisar los procedimientos utilizados para medir el valor razonable de estos montos.

2. Si no es posible determinar el valor razonable de todos los activos adquiridos y pasivos asumidos en la fecha de

adquisición, la Compañía informará los valores provisionales registrados. Durante el período de medición, que no excederá de un año a partir de la fecha de adquisición, se ajustarán retrospectivamente los valores provisionales reconocidos y también se reconocerán activos o pasivos adicionales, para reflejar nueva información obtenida sobre hechos y circunstancias que existían en la fecha de adquisición, pero que no eran conocidos por la administración en dicho momento.

3. El valor de la participación de los accionistas no controladores en el patrimonio y en los resultados integrales de

las sociedades filiales se presenta, respectivamente, en los rubros “Patrimonio Total: Participaciones no controladoras” del estado de situación financiera consolidado y “Ganancia (pérdida) atribuible a participaciones no controladoras” y “Resultado integral atribuible a participaciones no controladoras” en el estado de resultados integrales consolidado.

4. Los saldos y transacciones entre las sociedades consolidadas se han eliminado en su totalidad en el proceso de

consolidación. 5. Los cambios en la participación en las sociedades filiales que no den lugar a una toma o pérdida de control se

registran como transacciones de patrimonio, ajustándose el valor en libros de las participaciones de control y de las participaciones no controladoras, para reflejar los cambios en sus participaciones relativas en la sociedad filial. La diferencia que pueda existir, entre el valor por el que se ajuste las participaciones no controladoras y el valor razonable de la contraprestación pagada o recibida, se reconoce directamente en el Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora.

2.7 Moneda Funcional y de Presentación La moneda funcional de la Sociedad y sus filiales es el dólar estadounidense. Toda esta información ha sido redondeada a la unidad de mil más cercana (kUSD).



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NOTA 2 – BASES DE PRESENTACION DE LOS ESTADOS FINANCIEROS BASICOS (Continuación) 2.8 Periodo Contable Los presentes Estados Financieros Consolidados, cubren el siguiente período: ‐ Estados de Situación Financiera Consolidada, por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2016 y 2015. ‐ Estados de Cambios en el Patrimonio, por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2016 y 2015. ‐ Estados de Resultados Integrales Consolidados, por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2016 y

2015. ‐ Estados de Flujo de Efectivo Directo, por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2016 y 2015. 2.9 Conversión de Moneda Extranjera La moneda funcional de la Sociedad es el dólar estadounidense, que constituye la moneda de presentación de los estados financieros consolidados de ENGIE ENERGIA CHILE S.A. Las transacciones en moneda nacional y extranjera, distintas de la moneda funcional, se registran a los tipos de cambio vigentes en el momento de la transacción. Los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera son traducidos al tipo de cambio de la moneda funcional a la fecha del balance general. Las ganancias y pérdidas en moneda extranjera que resultan de tales transacciones y de la conversión a los tipos de cambio de cierre de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera, se reconocen en el estado de resultado consolidado en la línea Diferencia de Cambio. Los activos y pasivos en moneda extranjera, representan los tipos de cambio y valores del cierre al:

31/12/2016 31/12/2015USD 1 USD 1

Peso chileno 669,4700 710,1600Euro 0,9488 0,9168Yen 116,8300 120,5900Peso Argentino 15,8350 12,972Libra esterlina 0,8104 0,6744

Moneda



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NOTA 3 – CRITERIOS CONTABLES APLICADOS Los principales criterios contables aplicados en la elaboración de los estados financieros consolidados adjuntos, han sido los siguientes: 3.1 Propiedades, Plantas y Equipos Las propiedades, plantas y equipos son registrados al costo de adquisición y/o de construcción menos depreciación acumulada y pérdidas por deterioro. El costo de propiedad, planta y equipos al 1 de Enero de 2009, fecha de transición hacia IFRS, fue determinado a su costo histórico. El costo incluye gastos que han sido atribuidos directamente a la adquisición del activo. El costo de activos autoconstruidos incluye el costo de los materiales, mano de obra directa y cualquier otro costo directamente atribuible al proceso de hacer que el activo sea apto para su operación. Adicionalmente al valor pagado por la adquisición de cada elemento, el costo también incluye, en su caso, los siguientes conceptos: 1. Los gastos financieros devengados durante el período de construcción que sean directamente atribuibles a la

adquisición, construcción o producción de activos calificados, que son aquellos que requieren de un período de tiempo sustancial antes de estar listos para su uso. La tasa de interés utilizada es la correspondiente al financiamiento específico o, de no existir, la tasa media de financiamiento de la sociedad que realiza la inversión.

2. Los costos posteriores. El costo de reemplazar parte de un ítem de propiedad, planta y equipo es reconocido

como activo cuando es probable que los beneficios económicos futuros asociados con los elementos del activo fijo vayan a ser percibidos por la compañía, y éstos además puedan determinarse de manera fiable. El valor del componente sustituido se da de baja contablemente.

Los costos de mantenimiento de propiedad, planta y equipos son reconocidos en el resultado cuando ocurren. La depreciación es reconocida en el resultado en base a depreciación lineal sobre las vidas útiles económicas de cada componente de un ítem de propiedad, planta y equipo, sin valor residual. Los activos arrendados son depreciados en el periodo más corto entre el arriendo y sus vidas útiles, a menos que sea seguro que la compañía obtendrá la propiedad al final del período de arriendo. Los terrenos se registran de forma independiente de los edificios o instalaciones que puedan estar asentadas sobre los mismos y tienen una vida útil indefinida, y por lo tanto, no son objeto de depreciación.



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NOTA 3 – CRITERIOS CONTABLES APLICADOS (continuación) 3.1 Propiedades, Plantas y Equipos (continuación) Las siguientes son las principales clases de Propiedades, plantas y equipos junto a sus respectivos intervalos de vidas útiles estimadas:

Mínima Máxima

Centrales Carboneras Vida útil años 25 45Centrales de Ciclo Combinados Vida útil años 25 25Obras Civiles Vida útil años 25 40Obras Hidráulicas Vida útil años 35 50Líneas de Transmisión Vida útil años 10 40Gasoductos Vida útil años 25 30Sistemas de Control Vida útil años 10 14Sistemas Auxiliares Vida útil años 7 10Muebles, Vehículos y Herramientas Vida útil años 3 10Otros Vida útil años 5 20

Cuadro Vidas Útiles Estimadas de los Principales Activos de la Sociedad

El Grupo revisa la vida útil de las Propiedades, Plantas y Equipos al final de cada ejercicio anual sobre el cual se informe. 3.2 Plusvalía Comprada La plusvalía comprada generada en la combinación de negocios representa el exceso del costo de adquisición sobre la participación del Grupo en el valor razonable de los activos y pasivos, incluyendo los pasivos contingentes identificables de una Sociedad filial en la fecha de adquisición. La valoración de los activos y pasivos adquiridos se realiza de forma provisional en la fecha de toma de control de la sociedad, revisándose la misma en el plazo máximo de un año a partir de la fecha de adquisición. Hasta que se determina de forma definitiva el valor razonable de los activos y pasivos, la diferencia entre el precio de adquisición y el valor contable de la sociedad adquirida se registra de forma provisional como plusvalía comprada. En el caso de que la determinación definitiva de la plusvalía comprada se realice en los estados financieros del año siguiente al de la adquisición de la participación, los rubros del ejercicio anterior que se presentan a efectos comparativos se modifican para incorporar el valor de los activos y pasivos adquiridos y de la plusvalía comprada definitiva desde la fecha de adquisición de la participación. La plusvalía comprada no se amortiza, sino que al cierre de cada ejercicio contable se procede a estimar si se ha producido en ella algún deterioro que reduzca su valor recuperable a un monto inferior al costo neto registrado, procediéndose, en su caso, al oportuno ajuste por deterioro. El deterioro de la plusvalía comprada no se reversa.



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NOTA 3 – CRITERIOS CONTABLES APLICADOS (continuación) 3.3 Otros Activos No Financieros No Corrientes La Sociedad incluye dentro de otros activos no financieros no corrientes, aquellos que no clasifican como activos tangibles, activos intangibles y activos financieros, y que por su naturaleza son de largo plazo. La Sociedad clasifica aquí todos los proyectos en desarrollo relevantes que se están ejecutando, hasta que comienzan a tener actividades o elementos tangibles, momento en el cual pasan a ser clasificados en Propiedades, Plantas y Equipos. 3.4 Activos Intangibles Los activos intangibles de relación contractual con clientes corresponden principalmente a contratos de suministro de energía eléctrica, asociados a nuestras filiales Central Termoeléctrica Andina S.A. e Inversiones Hornitos S.A., los cuales se amortizan a contar del año 2011, por un período de 30 años y 15 años respectivamente. El valor presentado por amortización de intangibles de relación contractual con clientes para el período 2010, corresponde al contrato de transporte de gas de nuestra filial Gasoducto Nor Andino SpA. y la amortización es registrada en el rubro costo de venta del estado de resultados, por un período de 11 años. Los otros activos intangibles identificables corresponden a cesiones y transferencias de derechos, concesiones marítimas, concesiones de líneas de transmisión y otros terrenos fiscales por parte de Codelco Chile a ENGIE ENERGIA CHILE S.A, mediante escritura pública del 29 de Diciembre de 1995. Estos derechos se registran a su valor de adquisición y su amortización es en base a amortización lineal, en un plazo de 20 años a contar del año 1998.

Mínima MáximaDerechos y Concesiones 20 años 30 años Relaciones Contractuales con Clientes 10 años 30 años

Vida útil de intangiblesIntangibles

Independientemente de lo señalado en el párrafo anterior, para el caso de las Unidades Generadoras de Efectivo, los activos intangibles con una vida útil indefinida, se realiza el análisis de recuperabilidad de forma sistemática al cierre de cada ejercicio. El monto recuperable es el mayor entre el valor de mercado menos el costo necesario para su venta y el valor en uso, entendiendo por éste el valor actual de los flujos de caja futuros estimados. Para el cálculo del valor de recuperación del activo intangible, el valor en uso es el criterio utilizado por la Compañía en prácticamente la totalidad de los casos.



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NOTA 3 – CRITERIOS CONTABLES APLICADOS (continuación) 3.4 Activos Intangibles (continuación) Para estimar el valor en uso, ENGIE ENERGIA CHILE S.A. prepara las proyecciones de flujos de caja futuros antes de impuestos a partir de los presupuestos más recientes disponibles. Estos presupuestos incorporan las mejores estimaciones de la Administración de EECL sobre los ingresos y costos de las Unidades Generadoras de Efectivo utilizando las proyecciones sectoriales, la experiencia del pasado y las expectativas futuras. Estas proyecciones cubren los próximos cinco años, estimándose los flujos para los años siguientes aplicando tasas de crecimiento razonables que, en ningún caso, son crecientes ni superan a las tasas medias de crecimiento a largo plazo para el sector y país del que se trate. 3.5 Deterioro de Activos El valor de los activos fijos y su vida útil es revisado anualmente para determinar si hay indicios de deterioro. Esto ocurre cuando existen acontecimientos o circunstancias que indiquen que el valor del activo pudiera no ser recuperable. Cuando el valor del activo en libros excede al valor recuperable, se reconoce una pérdida en el estado de resultados. El valor recuperable es el mayor valor entre el valor justo menos los costos de venta y su valor de uso. Valor justo menos los costos de venta es el importe que se puede obtener por la venta de un activo o unidad generadora de efectivo, en una transacción realizada en condiciones de independencia mutua, entre partes interesadas y debidamente informadas, menos los costos de disposición. El valor en uso es el valor presente de los flujos futuros estimados del uso continuo de un activo, o si no es posible determinar específicamente para un activo, se utiliza la unidad generadora de efectivo a la cual pertenece dicho activo. En el caso de activos intangibles y otros activos no financieros no corrientes se realiza a lo largo del ejercicio y fundamentalmente en la fecha de cierre del mismo, se evalúa si existe algún indicio de que algún activo hubiera podido sufrir una pérdida por deterioro. En caso de que exista éste se realiza una estimación del monto recuperable de dicho activo para determinar, en su caso, el monto del deterioro. En el caso de los instrumentos financieros, las sociedades del Grupo tienen definida una política para el registro de provisiones por deterioro en función de la antigüedad del saldo vencido, que se aplica con carácter general, excepto en aquellos casos en que exista alguna particularidad que hace aconsejable el análisis específico de cobrabilidad. El proceso para determinar la obsolescencia de repuestos consiste en revisar artículo por artículo y aplicar el 100% de provisión por deterioro para aquellos bienes que: ‐ El equipo relacionado está permanentemente fuera de uso ‐ No existe el equipo relacionado ‐ El repuesto está dañado de tal forma que no se pueda usar ‐ Y que en cualquiera de los casos anteriores no exista un mercado activo para su venta Los inventarios restantes de repuestos tienen una provisión calculada globalmente aplicando la siguiente regla: ‐ 10% después de 2 años sin uso ‐ 20% después de 4 años sin uso ‐ 30% después de 6 años sin uso ‐ 40% después de 8 años sin uso ‐ 50% después de 10 años sin uso ‐ 60% después de 12 años sin uso ‐ 70% después de 14 años sin uso ‐ 80% después de 16 años sin uso ‐ 90% después de 18 años sin uso



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NOTA 3 – CRITERIOS CONTABLES APLICADOS (continuación) 3.6 Arrendamiento de Activos Los arrendamientos en los que se transfieren sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad se clasifican como financieros. El resto de arrendamientos se clasifican como operativos. Los arrendamientos financieros en los que la Sociedad actúa como arrendatario se reconocen al comienzo del contrato, registrando un activo según su naturaleza y un pasivo por el mismo monto e igual al valor razonable del bien arrendado, o bien al valor presente de los pagos mínimos por el arrendamiento, si éste fuera menor. Posteriormente, los pagos mínimos por arrendamiento se dividen entre gasto financiero y reducción de la deuda. El gasto financiero se reconoce como gasto y se distribuye entre los ejercicios que constituyen el período de arrendamiento, de forma que se obtiene una tasa de interés constante en cada ejercicio sobre el saldo de la deuda pendiente de amortizar. El activo se amortiza en los mismos términos que el resto de activos depreciables similares, si existe certeza razonable de que el arrendatario adquirirá la propiedad del activo al finalizar el arrendamiento. Si no existe dicha certeza, el activo se amortiza en el plazo menor entre la vida útil del activo o el plazo de arrendamiento. En el caso de los arrendamientos operativos, las cuotas se reconocen como gasto en caso de ser arrendatario, y como ingreso en caso de ser arrendador, de forma lineal durante el plazo del mismo, salvo que resulte más representativa otra base sistemática de reparto. 3.7 Instrumentos Financieros Un instrumento financiero es cualquier contrato que dé lugar, simultáneamente, a un activo financiero en una entidad y a un pasivo financiero o a un instrumento de patrimonio en otra entidad. Los activos financieros abarcan principalmente las inversiones en fondos mutuos de renta fija, depósitos a plazo, los que se reconocen a su valor justo. Estos son clasificados como inversiones mantenidas hasta el vencimiento y son liquidadas antes de o en 90 días. La Sociedad invierte sus excedentes con un límite de hasta el 80%, en fondos mutuos con instrumentos sólo de renta fija de corto plazo y depósitos a plazo.

3.7.1 Jerarquías de Valor Razonable El valor razonable de los diferentes instrumentos financieros derivados se calcula mediante los siguientes procedimientos: ‐ Para los derivados cotizados en un mercado activo, por su cotización al cierre del período. ‐ En el caso de los derivados no negociables en mercados organizados, EECL utiliza para su valoración la

metodología de flujos de caja descontados y modelos de valoración de opciones generalmente aceptados, basándose en las condiciones del mercado, tanto de contado como de futuros a la fecha de cierre del período.

En consideración a los procedimientos antes descritos, EECL clasifica los instrumentos financieros en las siguientes jerarquías: Nivel 1: Precio cotizado (no ajustado) en un mercado activo para activos y pasivos idénticos; Nivel 2: Inputs diferentes a los precios cotizados que se incluyen en el nivel 1 y que son observables para activos o pasivos, ya sea directamente (es decir, como precio) o indirectamente (es decir, derivado de un precio). Los métodos y las hipótesis utilizadas para determinar los valores razonables de este nivel, por clase de activos financieros o pasivos financieros, tienen en consideración la estimación de los flujos de caja futuros, descontados con las curvas cero cupón de tipos de interés de cada divisa. Todas las valoraciones descritas se realizan a través de herramientas externas, como por ejemplo “Bloomberg”; y Nivel 3: Inputs para activos o pasivos que no están basados en información observable de mercado (inputs no observables).



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NOTA 3 – CRITERIOS CONTABLES APLICADOS (continuación) 3.7 Instrumentos Financieros (continuación)

3.7.2 Activos financieros Las cuentas comerciales a cobrar se reconocen inicialmente por su valor razonable y posteriormente por su costo amortizado de acuerdo con el método de la tasa de interés efectiva. En el momento de reconocimiento inicial EECL. y sus filiales valorizan todos sus activos financieros, a valor razonable y los clasifican en cuatro categorías: ‐ Deudores por ventas y otras cuentas por cobrar, incluyendo cuentas por cobrar a empresas relacionadas: son

activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables, que no se negocian en un mercado activo. Después de su reconocimiento inicial estos activos se registran a su costo amortizado utilizando el método de la tasa de interés efectiva.

‐ Inversiones mantenidas hasta su vencimiento: son aquellos instrumentos no derivados con pagos fijos o

determinables y fechas fijas de vencimiento y las que la Sociedad tiene intención y capacidad de mantener hasta su vencimiento. En las fechas posteriores a su reconocimiento inicial se contabilizan al costo amortizado según se ha definido en el párrafo anterior.

‐ Activos financieros registrados a valor razonable con cambios en resultados: incluye la cartera de negociación y

aquellos activos financieros que han sido designados como tales en el momento de su reconocimiento inicial y que se gestionan y evalúan según el criterio de valor razonable. Se valorizan en el estado de situación financiera consolidado por su valor razonable y las variaciones en su valor se registran directamente en resultados en el momento en que ocurren.

‐ Inversiones disponibles para la venta: son los activos financieros que se designan específicamente como

disponibles para la venta o aquéllos que no encajan dentro de las tres categorías anteriores, correspondiendo casi su totalidad a inversiones financieras en capital. Estas inversiones figuran en el estado de situación financiera consolidado por su valor razonable cuando es posible determinarlo de forma fiable. En el caso de participaciones en sociedades no cotizadas, normalmente el valor de mercado no es posible determinarlo de forma fiable, por lo que, cuando se da esta circunstancia, se valoran por su costo de adquisición o por un monto inferior si existe evidencia de su deterioro. Las variaciones del valor razonable, netas de su efecto fiscal, se registran con cargo o abono a una reserva del patrimonio neto denominada “activos financieros disponibles para la venta”.



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3.7.3 Pasivos financieros

Los acreedores comerciales y otras cuentas por pagar se reconocen inicialmente a su valor razonable y posteriormente se valoran por su costo amortizado utilizando el método de la tasa de interés efectiva. Todos los pasivos financieros son reconocidos inicialmente por su valor razonable y en el caso de los préstamos incluyen también los costos de transacción directamente atribuibles. Los préstamos, obligaciones con el público y pasivos financieros de naturaleza similar se reconocen inicialmente a su valor razonable, neto de costos en que se haya incurrido la transacción. Posteriormente, se valorizan a su costo amortizado y cualquier diferencia entre los fondos obtenidos (netos de costos necesarios para su obtención) y el valor de reembolso, se reconoce en el estado de resultados durante la vida de la deuda de acuerdo con el método de la tasa de interés efectiva.

3.7.4 Derivados y operaciones de cobertura

La estrategia de administración del riesgo financiero de EECL y sus filiales se enfoca en mitigar el riesgo de tipo de cambio que está asociado a ingresos, costos, inversiones de excedentes de caja, inversiones en general y deuda denominada en moneda distinta al dólar de Estados Unidos. Los contratos de derivados suscritos corresponden fundamentalmente a instrumentos de cobertura. Los efectos que surjan producto de cambio de valor justo de este tipo de instrumentos, se registran dependiendo de su valor en activos y pasivos de cobertura, en la medida que la cobertura de esta partida haya sido declarada como altamente efectiva de acuerdo a su propósito. Los derivados inicialmente se reconocen a su valor justo a la fecha de la firma del contrato derivado y posteriormente se revalorizan a su valor justo a la fecha de cada cierre. Las ganancias o pérdidas resultantes se reconocen en ganancias o pérdidas en función de la efectividad del instrumento derivado y según la naturaleza de la relación de cobertura. Una cobertura se considera altamente efectiva cuando los cambios en el valor razonable o en los flujos de caja del subyacente atribuibles al riesgo cubierto, se compensan con los cambios en el valor razonable o en los flujos de efectivo del instrumento de cobertura, con una efectividad que se encuentre en el rango de 80% - 125%. A la fecha, un alto porcentaje de los derivados contratados por la compañía tienen tratamiento de cobertura de flujos de caja. Contabilidad de cobertura: la Sociedad denomina ciertos instrumentos como de cobertura, que pueden incluir derivados o derivados implícitos, ya sea como instrumentos de cobertura del valor justo, instrumentos de cobertura de flujo de caja, o instrumentos de cobertura de inversiones netas de operaciones extranjeras.



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3.7.4 Derivados y operaciones de cobertura (continuación)

Para las coberturas de flujo de caja, la porción efectiva de los cambios en el valor justo de los instrumentos derivados que se denominan y califican como instrumentos de cobertura de flujos de caja se difiere en el patrimonio, en una reserva de Patrimonio Neto. La ganancia o pérdida relacionada a la porción ineficaz se reconoce de manera inmediata en ganancias o pérdidas, y se incluye en el estado de resultado. Al inicio de la cobertura, la compañía documenta la relación entre los instrumentos de cobertura y el ítem cubierto, junto con los objetivos de su gestión de riesgo y su estrategia para realizar diferentes transacciones de cobertura. En caso de atrasos o cambios en los flujos de pagos, que puedan producir descalces entre los flujos de la cobertura y de la partida cubierta. Para reducir el impacto de estos descalces sobre la efectividad de la cobertura contable se complementaran los instrumentos principales de cobertura con otros instrumentos tomados en sus fechas de vencimiento, tales como: (a) depósitos a plazo en UF, (b) pactos de retrocompra,(c) prórrogas de los contratos forward o (d) nuevos contratos forward en sentido contrario Además, al inicio de la cobertura y de manera continuada, la compañía documenta si el instrumento de cobertura es altamente efectivo en compensar cambios en los valores justos o flujos de caja del ítem cubierto. Las coberturas deben tener un alto grado de efectividad desde su inicio, y en cualquier momento durante el período para el cual ella se estructure. Se entiende como efectividad el grado en que las variaciones en los flujos de caja del instrumento de cobertura compensan las variaciones en los flujos de caja del objeto de cobertura, atribuibles al riesgo cubierto. La contabilización posterior de las coberturas de flujo de efectivo por cada filial de EECL, se realiza registrando las partidas cubiertas de acuerdo a IFRS y el instrumento de cobertura a valor justo, donde la porción efectiva del instrumento de cobertura es llevada a patrimonio y la porción inefectiva al resultado del período. Las coberturas contables de EECL sólo podrán ser interrumpidas en los siguientes casos: ‐ La posición del instrumento designado de cobertura expira sin que haya sido prevista una situación o renovación,

si se vende o liquida, se ejerce o se cierra. ‐ La cobertura deja de cumplir con cualquiera de los requisitos necesarios para poder aplicar la contabilidad

especial de coberturas. ‐ En caso que exista evidencia de que la transacción futura prevista, objeto de cobertura, no se llevará a cabo. ‐ Alguna filial de la Sociedad suspende su designación, en forma independiente de las otras filiales. 3.8 Inventarios Este rubro está compuesto principalmente por repuestos para mantenimientos e insumos utilizados en el proceso productivo de generación eléctrica. Estos se registran al costo, sobre la base del método de promedio ponderado. El costo de las existencias excluye los gastos de financiamiento y las diferencias de cambio. El costo de existencias afecta a resultados conforme se consumen.



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NOTA 3 – CRITERIOS CONTABLES APLICADOS (continuación) 3.9 Activos No Corrientes Mantenidos para la Venta y Actividades Interrumpidas La Sociedad clasifica como activos no corrientes mantenidos para la venta las Propiedades, Plantas y Equipos, los intangibles, las inversiones en asociadas, los negocios conjuntos y los grupos sujetos a desapropiación (grupo de activos que se van a enajenar junto con sus pasivos directamente asociados), para los cuales en la fecha de cierre del estado de situación financiera se han iniciado gestiones activas para su venta y se estima que es altamente probable que la misma se concrete durante el período de doces meses siguientes a dicha fecha. Estos activos o grupos sujetos a desapropiación se valorizan por el menor del monto en libros o el valor estimado de venta deducidos los costos necesarios para llevarla a cabo, y dejan de amortizarse desde el momento en que son clasificados como activos no corrientes mantenidos para la venta. Los activos que dejen de estar clasificados como mantenidos para la venta, o dejen de formar parte de un grupo de elementos enajenables, son valorados al menor de su valor contable antes de su clasificación, menos las depreciaciones, amortizaciones o revalorizaciones que se hubieran reconocido si no se hubieran clasificado como tales, y el valor recuperable en la fecha en la que van a ser reclasificados a Activos no corrientes. 3.10 Provisiones La Sociedad reconoce una provisión si: ‐ Como resultado de un suceso pasado, tiene una obligación legal o implícita ‐ Puede ser estimada en forma fiable. ‐ Es probable que sea necesario un egreso de flujo de efectivo para liquidar dicha obligación. Las obligaciones existentes a la fecha de los estados financieros, surgidas como consecuencia de hechos pasados de los que pueden derivarse perjuicios patrimoniales de probable materialización para la Sociedad, cuyo monto y fecha de pago son inciertos, se registran como provisiones por el valor actual del monto más probable que se estima habrá que desembolsar para cancelar la obligación. 3.10.1 Beneficios post empleo y otros similares La Sociedad reconoce en su pasivo, a la fecha de cierre de los estados financieros, el valor actual de la obligación por concepto de indemnización por años de servicios (IAS). La valorización de estas obligaciones se efectúa mediante un cálculo actuarial, el cual considera hipótesis de tasas de mortalidad, rotación de los empleados, tasas de interés, fechas de jubilación, efectos por incrementos en los salarios de los empleados, así como los efectos en las variaciones en las prestaciones derivadas de variaciones en la tasa de inflación. Las pérdidas y ganancias actuariales que puedan producirse por variaciones de las obligaciones preestablecidas definidas se registran directamente en otros resultados integrales. Las pérdidas y ganancias actuariales tienen su origen en las desviaciones entre la estimación y la realidad del comportamiento de las hipótesis actuariales o en la reformulación de las hipótesis actuariales establecidas (Ver Nota 27) 3.11 Clasificación del Valor Corriente y No Corriente La Sociedad clasifica sus activos y pasivos de acuerdo a sus vencimientos; esto es, como corrientes, aquellos activos y pasivos con vencimiento inferior o igual a doce meses, y como no corrientes, aquellos activos y pasivos con vencimiento superior a un año. Pasivos cuyo vencimiento es inferior a doce meses, pero cuyo refinanciamiento a largo plazo está asegurado a discreción de la Sociedad, mediante contratos de crédito disponibles de forma incondicional con vencimiento a largo plazo, podrán clasificarse como pasivos no corrientes y su porción del corto plazo en pasivos corrientes.



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NOTA 3 – CRITERIOS CONTABLES APLICADOS (continuación) 3.12 Impuesto a la Renta e Impuestos Diferidos La Sociedad determina el impuesto a la renta sobre la base imponible en conformidad a las normas legales vigentes. Los impuestos diferidos originados por diferencias temporarias y otros eventos se registran de acuerdo a la NIC 12 “impuesto a las ganancias”, básicamente identificando dichas diferencias entre base contable y tributaria y aplicando las tasas vigentes impositivas al cierre del período. El gasto por impuesto a las ganancias está compuesto por impuestos corrientes e impuestos diferidos. El importe en libros de los activos por impuestos diferidos se revisa en cada fecha de presentación de los estados financieros, y se reduce en la medida en que ya no es probable que suficientes ganancias tributarias estén disponibles para que todos o parte de los activos por impuestos diferidos puedan sean utilizados. Los activos por impuestos diferidos no reconocidos también son revisados en cada fecha de cierre y se reconocen en la medida en que sea probable que los beneficios imponibles futuros permitan que el activo por impuesto diferido sea recuperado. Los activos y pasivos por impuestos diferidos se valorizan a las tasas de impuesto que se espere sean aplicables en el período en el que el activo se realice o el pasivo se liquide, basándose en las tasas (y leyes) tributarias que hayan sido aprobadas o prácticamente aprobadas a la fecha del balance general. 3.13 Reconocimiento de Ingresos y Gastos Los ingresos ordinarios se reconocen cuando se produce la entrada bruta de beneficios económicos originados en el curso de las actividades ordinarias de la Compañía durante el período, siempre que dicha entrada de beneficios provoque un incremento en el patrimonio total que no esté relacionado con las aportaciones de los propietarios de ese patrimonio y estos beneficios puedan ser valorados con fiabilidad. Los ingresos ordinarios se valoran por el valor razonable de la contrapartida recibida o por recibir, derivada de los mismos. Los ingresos ordinarios, correspondientes principalmente a ventas de energía, potencia, servicios portuarios, servicios industriales y transmisión eléctrica, los que incluyen los servicios prestados y no facturados al cierre del período, se presentan netos de impuestos, devoluciones, rebajas y descuentos, y son reconocidos cuando el importe de los mismos puede ser medido con fiabilidad, y sea probable que los beneficios económicos futuros vayan a fluir a la compañía. Estos son imputados en base del criterio del devengo. ‐ Ventas de energía: Se reconoce como ingreso, la energía suministrada y no facturada al último día del mes de

cierre, valorizadas según tarifas vigentes al correspondiente período de consumo. Asimismo, el costo de energía se encuentra incluido en el resultado.

‐ Ventas de servicios: Se reconocen en el resultado en el período en que se prestan dichos servicios. ‐ Ingresos por intereses: Los ingresos por intereses se reconocen sobre la base de la proporción de tiempo

transcurrido, usando el método del interés efectivo. ‐ Arrendamientos: Para el caso de activos arrendados y reconocidos como arrendamiento financiero, el valor actual

de los pagos está reconocido como una cuenta por cobrar. La diferencia entre este importe bruto a cobrar y el valor actual de dicho pago se reconoce como rendimiento financiero. Estos ingresos se reconocen como resultado a través del método lineal, durante el plazo del arrendamiento.



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NOTA 3 – CRITERIOS CONTABLES APLICADOS (continuación) 3.14 Ganancia (Pérdida) por Acción La ganancia básica por acción se calcula como el cociente entre la ganancia (pérdida) neta del ejercicio atribuible a la Sociedad Matriz y el número medio ponderado de acciones ordinarias de la misma en circulación durante dicho período, sin incluir el número medio de acciones de la Sociedad Matriz en poder de alguna sociedad filial, si en alguna ocasión fuere el caso. 3.15 Dividendos La política de dividendos de EECL consiste en pagar el dividendo mínimo obligatorio en conformidad a la Ley y los estatutos sociales, pudiendo aprobarse dividendos por sobre el mínimo obligatorio si las condiciones de la compañía lo permiten. Cada año el directorio propone un pago de dividendos según los resultados financieros, los recursos líquidos disponibles y los requerimientos de financiamiento estimados para inversiones de capital. El dividendo propuesto por el directorio debe ser aprobado en Junta Ordinaria de Accionistas, según lo establece la ley. En relación a las circulares N°1945 y N°1983 de la Superintendencia de Valores y Seguros, el directorio de la Sociedad acordó que la utilidad líquida distribuible será la que se refleja en los estados financieros como Utilidad del Ejercicio atribuible a los tenedores de acciones, sin efectuar ajustes sobre las mismas. En cuanto a las utilidades que no se distribuyan como dividendos provisorios, se podrá proponer a la respectiva Junta Ordinaria de Accionistas su distribución como dividendo definitivo dentro de los treinta días siguientes a la celebración de la respectiva junta. 3.16 Efectivo y Equivalentes al Efectivo El efectivo y equivalente de efectivo comprende el efectivo en caja, cuentas corrientes bancarias sin restricciones, depósitos a plazo y valores negociables cuyo vencimiento no supere los 90 días, siendo fácilmente convertibles en cantidades conocidas de efectivo y con riesgo poco significativo de cambios a su valor.



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NOTA 3 – CRITERIOS CONTABLES APLICADOS (continuación) 3.17 Segmentos de Operación El negocio principal de la Sociedad es la generación y venta de energía eléctrica. Para ello cuenta con centrales térmicas, de ciclo combinado, solar e hidroeléctrica que producen dicha energía, la que es vendida a clientes con los que se mantienen contratos de suministros de acuerdo a lo estipulado en la Ley Eléctrica, clasificando a éstos como clientes regulados, clientes libres y mercado spot. No existe una relación directa entre cada una de las unidades generadoras y los contratos de suministro, sino que éstos se establecen de acuerdo a la capacidad total de la Sociedad, siendo abastecidos con la generación de cualquiera de las plantas o, en su defecto, con compras de energía a otras compañías generadoras. EECL es parte del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), por lo que la generación de cada una de las unidades generadoras está definida por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC-SING). Por lo anterior, y dado que EECL opera sólo en el Sistema Interconectado del Norte Grande, no es aplicable una segmentación geográfica. La regulación eléctrica en Chile contempla una separación conceptual entre energía y potencia, pero no por tratarse de elementos físicos distintos, sino para efectos de tarificación económicamente eficiente. De ahí que se distinga entre energía que se tarifica en unidades monetarias por unidad de energía (KWh, MWh, etc.) y potencia que se tarifica en unidades monetarias por unidad de potencia – unidad de tiempo (KW-mes). En consecuencia, para efectos de la aplicación de la IFRS 8, se define como el único segmento operativo para EECL, a la totalidad del negocio descrito. 3.18 Pasivos y Activos Contingentes Los pasivos contingentes no se reconocen en los estados financieros, pero se revelan en notas a los estados financieros a menos que su ocurrencia sea remota. Los activos contingentes no se reconocen en los estados financieros y se revelan sólo si su flujo económico de beneficios es probable que se realicen.



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NOTA 4 – REGULACIÓN SECTORIAL Y FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ELECTRICO 4.1 Descripción del Negocio ENGIE ENERGIA CHILE S.A. tiene por objetivo la producción, transporte, distribución y suministro de energía eléctrica; compra, venta y transporte de combustibles, ya sean éstos líquidos, sólidos o gaseosos y, adicionalmente, ofrecer servicios de consultoría relacionados a la ingeniería y gestión, al igual que de mantenimiento y reparación de sistemas eléctricos. Al 31 de diciembre de 2016, ENGIE ENERGIA CHILE S.A. posee una capacidad instalada de 1.971 MW en el SING, conformando cerca del 36% del total de ese Sistema. La Sociedad cuenta con 2.328 kms. de líneas de transmisión, un gasoducto de gas natural, con una capacidad de transporte de 8 millones de m3 al día para su distribución y comercialización en la zona norte de Chile. 4.2 Información de Regulación y Funcionamiento del Sistema Eléctrico El sector eléctrico en Chile se encuentra regulado por la Ley General de Servicios Eléctricos, contenida en el DFL N° 1 de 1982, del Ministerio de Minería, y su correspondiente Reglamento, contenido en el D.S. N° 327 de 1998. Tres entidades gubernamentales tienen la responsabilidad en la aplicación y cumplimiento de la Ley; La Comisión Nacional de Energía (CNE), que posee la autoridad para proponer las tarifas reguladas (precios de nudo), así como para elaborar planes indicativos para la construcción de nuevas unidades de generación; la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), que fiscaliza y vigila el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas para la generación, transmisión y distribución eléctrica, combustibles líquidos y gas; y el Ministerio de Economía, que revisa y aprueba las tarifas propuestas por la CNE y regula el otorgamiento de concesiones a compañías de generación, transmisión y distribución eléctrica, previo informe de la SEC. La ley establece un Panel de Expertos, que tiene por función primordial resolver las discrepancias que se produzcan entre empresas eléctricas. El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se extiende por las regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta. De acuerdo a la Ley Eléctrica, las compañías que forman parte en la generación en un sistema eléctrico, deben coordinar sus operaciones a través del CDEC, con el fin de operar el sistema a mínimo costo, preservando la seguridad del servicio. Para ello, el CDEC planifica y realiza la operación del sistema, incluyendo el cálculo de costo marginal horario, precio al cual se valoran las transferencias de energía entre generadores, estando la decisión de generación de cada empresa supeditada al plan de operación del CDEC. Las compañías pueden decidir libremente si vender su energía a clientes regulados o no regulados. Cualquier superávit o déficit entre sus ventas a clientes y su producción, es vendido o comprado a otros generadores al costo marginal.



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NOTA 4 – REGULACIÓN SECTORIAL Y FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ELECTRICO (continuación) 4.3 Tipos de clientes a) Clientes regulados: Corresponden a aquellos consumidores residenciales, comerciales, pequeña y mediana industria, con una potencia conectada igual o inferior a 5.000 KW, y que están ubicados en el área de concesión de una empresa distribuidora. El precio de transferencia entre las compañías generadoras y distribuidoras corresponderá al resultado de las licitaciones que éstas lleven a cabo. b) Clientes libres: Corresponde a aquella parte de la demanda que tiene una potencia conectada mayor a 5.000 KW, principalmente proveniente de clientes industriales y mineros. Estos consumidores pueden negociar libremente sus precios de suministro eléctrico con las generadoras y/o distribuidoras. Los clientes con potencia entre 500 y 5.000 KW tienen la opción de contratar energía a precios que pueden ser convenidos con sus proveedores –o bien-, seguir sometidos a precios regulados, con un período de permanencia mínimo de cuatro años en cada régimen. c) Mercado Spot o de corto plazo: Corresponde a las transacciones de energía y potencia entre compañías generadoras, que resulta de la coordinación realizada por el CDEC para lograr la operación económica del sistema, Los excesos (déficit) de su producción respecto de sus compromisos comerciales son transferidos mediante ventas (compras) a los otros generadores integrantes del CDEC. Para el caso de la energía, las transferencias son valoradas al costo marginal. Para la potencia, las transferencias son valoradas al precio de nudo correspondiente, según ha sido fijado semestralmente por la autoridad. En Chile, la potencia por remunerar a cada generador depende de un cálculo realizado centralizadamente por el CDEC en forma anual, del cual se obtiene la potencia firme para cada central, valor que es independiente de su despacho. A partir del año 2010, con la promulgación de la Ley 20.018, las empresas distribuidoras deberán disponer de suministro permanentemente para el total de su demanda, para lo cual deben realizar licitaciones públicas de largo plazo. 4.4 Principales Activos El parque de la generación de EECL y sus Filiales está conformado principalmente por centrales térmicas de ciclo combinado y carboneras, que en suma aportan 1.971 MW en el SING (36%) de la potencia bruta total aportada en el sistema interconectado del norte grande. Las centrales carboneras y ciclo combinado se distribuyen en 10 plantas dentro de la segunda región de Chile, ubicadas 5 centrales en Mejillones y 5 centrales en Tocopilla, con una capacidad total de 1.897 MW y otras centrales de menor tamaño que suman 74 MW, que se ubican en Arica e Iquique principalmente.



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NOTA 4 – REGULACIÓN SECTORIAL Y FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ELECTRICO (continuación) 4.5 Energías Renovables En materia de energías renovables, en abril de 2008 se promulgó la Ley 20.257 y fue modificada con la Ley 20.698 que se promulgó en octubre de 2013, que incentivan el uso de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). El principal aspecto de estas normas es que obliga a los generadores a que al menos un 5% de su energía comercializada provenga de estas fuentes renovables entre los años 2010 y 2014, aumentando progresivamente en 0,5% por año a partir del ejercicio 2015 hasta 2024, donde se alcanzará un 10%, para los contratos celebrados con posterioridad al 31 de agosto de 2007 y con anterioridad al 1 de julio de 2013. Para los contratos firmados con posterioridad al 1 de julio de 2013, la obligación aludida será del 5% al año 2013, con incrementos del 1% a partir del año 2014 hasta llegar al 12% el año 2020, e incrementos del 1,5% a partir del año 2021 hasta llegar al 18% el año 2024, y un incremento del 2% al año 2025 para llegar al 20% el año 2025. En el año 2013, ENGIE ENERGIA CHILE S.A. inauguró la Planta Fotovoltaica, El Aguila I, por 2 MW con un proyecto de expansión de hasta 40 MW, representando un 0,09% de la capacidad instalada del Grupo EECL. Con fecha 9 de septiembre de 2016 comenzó su operación comercial la Planta Solar Fotovoltaica Pampa Camarones con una potencia instalada de 6 MW.



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NOTA 5 – REORGANIZACIONES SOCIETARIAS 5.1 Adquisición de subsidiarias y participaciones no controladoras Combinación de negocios Con fecha 29 de Diciembre de 2009, compañías del Grupo ENGIE (antes denominado GDF Suez) y Codelco, firmaron un acuerdo para fusionar la Compañía (entidad continuadora), con Inversiones Tocopilla 1. Inversiones Tocopilla 1 fue un vehículo creado para efectos de la fusión, que consideró las inversiones que SEA y Codelco tenían en Electroandina S.A., Central Termoeléctrica Andina S.A., Inversiones Hornitos S.A., Gasoducto Nor Andino SpA. y Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. Como consecuencia de la fusión, la Compañía pasó a ser controladora de Central Termoeléctrica Andina S.A., Gasoducto Nor Andino SpA. y Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. Además es propietaria y operadora de los activos de Electroandina S.A. El valor justo de la adquisición fue determinado mediante la valorización del 100% de los activos entregados en la transacción y los pagos realizados a la fecha de la transacción. El valor justo de los activos fijos se determinó como los valores de reposición ajustados por su vida útil funcional o de mercado. La tasación de los activos fijos fue desarrollada por especialistas externos. Los activos intangibles, principalmente contratos con clientes, se valorizaron mediante la metodología del MEEM (“Multi Excess Earning Method”) que considera el valor de las relaciones contractuales con clientes como el valor presente de los flujos de fondos excedentes que genera el activo intangible durante su vida útil, una vez deducidos los flujos de fondos asociados al resto de los activos operativos tangibles e intangibles existentes, descontados a una tasa de descuento representativa del riesgo de cada activo. 5.2 Venta de subsidiarias Durante el mes de diciembre de 2015, ENGIE ENERGIA CHILE S.A. acordó vender a Red Eléctrica Chile SpA el 50% de las acciones de Transmisora Eléctrica del Norte S.A. (“TEN”), conservando EECL el 50% restante. Con fecha 21 de enero de 2016 la Comisión Europea declaró compatible la operación, por lo que las partes decidieron suscribir con fecha 27 de enero de 2016 los contratos y demás documentos necesarios para su materialización, los cuales consisten principalmente en: a) El traspaso a Red Eléctrica Chile SpA del 50% de las acciones emitidas por TEN, en el precio total de USD

217.560.000. b) La cesión a Red Eléctrica Chile SpA del 50% de los créditos de ENGIE ENERGIA CHILE S.A. contra TEN, en el

precio de USD 52.113.477,30 y 940.507,70 Unidades de Fomento. c) El pacto de accionistas mediante el cual las partes regulan su relación como accionistas de TEN, así como la

administración de esta última.



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NOTA 6 – EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO La composición del efectivo y equivalentes al efectivo al 31 de diciembre de 2016 y 2015, clasificado por tipo de efectivo es el siguiente: Clases de Efectivo y Equivalente de Efectivo 31/12/2016 31/12/2015(Presentación) kUSD kUSDEfectivo en Caja 93 92Saldos en Bancos 11.677 2.938Depósitos a corto plazo, clasif icados como equivalentes al efectivo 266.506 142.341

Total de Efectivo y Equivalente de Efectivo 278.276 145.371 Los saldos de efectivo y equivalente de efectivo incluidos en el Estado de Situación Financiera, no difieren del presentado en el Estado de Flujo de Efectivo. Y no tienen restricciones de ningún tipo. El detalle por cada concepto de efectivo y efectivo equivalente es el siguiente: 6.1 Disponible El disponible está conformado por los dineros en efectivo mantenidos en Caja y Cuentas corrientes bancarias y su valor libro es igual a su valor razonable.



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NOTA 6 – EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO (continuación) 6.2 Depósitos a Plazo Los Depósitos a plazo incluyen el capital más los intereses y reajustes devengados a la fecha de cierre

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Banco Consorcio USD 1,10% 13/01/2017 10.020 0,55% 22/01/2016 4.500Banco Consorcio USD - 0 0,50% 04/02/2016 5.001Banco Citibank USD 0,30% 03/01/2017 1.063 0,10% 04/01/2016 1.570Banco Corpbanca USD 0,70% 05/01/2017 5.001 0,50% 04/01/2016 5.001Banco Corpbanca USD 1,00% 03/01/2017 12.012 0,40% 11/01/2016 5.002Banco Corpbanca USD 1,18% 18/01/2017 20.008 - 0Banco Corpbanca USD 1,30% 20/01/2017 5.002 - 0Banco Santander USD 0,86% 03/01/2017 12.009 0,36% 04/01/2016 15.006Banco Santander USD 1,00% 18/01/2017 25.008 0,35% 05/01/2016 5.000Banco Santander USD 1,05% 12/01/2017 3.000 0,32% 11/01/2016 3.001Banco Santander USD 1,14% 27/01/2017 6.001 0,30% 05/01/2016 984Banco Estado USD 0,70% 05/01/2017 20.004 0,20% 04/01/2016 7.000Banco Estado USD 0,70% 06/01/2017 10.002 0,22% 04/01/2016 5.000Banco Estado USD 0,70% 12/01/2017 4.000 0,25% 08/01/2016 3.500Banco Chile USD 0,80% 03/01/2017 5.011 0,40% 28/01/2016 5.000Banco Chile USD 1,15% 17/01/2017 1.101 0,40% 29/01/2016 1.000Banco Chile USD 1,20% 19/01/2017 20.008 0,25% 21/10/2015 5.001Banco Chile USD 1,20% 20/01/2017 8.011 0,35% 15/01/2016 5.001Banco Chile USD 1,30% 23/01/2017 8.003 - 0Banco Chile CLP - 0 0,28% 05/01/2016 1.479Banco Itaú USD - 0 0,11% 05/01/2016 6.000Banco Itaú USD - 0 0,30% 15/01/2016 5.001Banco Itaú USD - 0 0,52% 29/01/2016 5.002Banco BBVA N.Y. USD 0,80% 03/01/2017 20.006 - 0Banco BBVA USD 0,60% 04/01/2017 1.019 0,35% 04/01/2016 7.000Banco BBVA USD - 0 0,45% 11/01/2016 5.002Banco BBVA USD - 0 0,25% 04/01/2016 595Banco BCI CLP - 0 0,68% 10/03/2016 491Banco BCI USD 0,90% 06/01/2017 5.001 0,36% 11/01/2016 10.003Banco BCI USD 0,92% 03/01/2017 30.009 0,04% 21/01/2016 5.001Banco BCI USD 1,05% 05/01/2017 1.200 - 0Banco BCI USD 1,05% 27/01/2017 6.001 - 0Banco Bice USD - 0 0,25% 04/01/2016 5.001Banco Bice USD - 0 0,15% 28/10/2015 2.000Banco Bice USD - 0 0,27% 07/01/2016 3.001Banco Bice USD - 0 0,30% 11/01/2016 10.004Banco J.P.Morgan USD - 0 0,21% 04/01/2016 194Banco Scotiabank USD 0,80% 12/01/2017 10.004 - 0Banco Scotiabank USD 1,05% 27/01/2017 8.001 - 0Banco Scotiabank USD 1,06% 26/01/2017 10.001 - 0

266.506 142.341

Vencimiento

Total Consolidado

Entidad Moneda Tasa % Vencimiento Tasa %



40

NOTA 7 – OTROS ACTIVOS FINANCIEROS Corriente

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Fondos Mutuos 539 1.585Forw ard (1) 2.742 1.498

Total Otros Activos Financieros 3.281 3.083

Detalle de Instrumentos

(1) Ver detalle en Nota 21 – Derivados y Operaciones de Cobertura No Corriente

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Forw ard (1) 0 54

Total Otros Activos Financieros 0 54

Detalle de Instrumentos

(1) Ver detalle en Nota 21 – Derivados y Operaciones de Cobertura

7.1 Cuotas de Fondos Mutuos Renta Fija Las cuotas de Fondos Mutuos, se encuentran registradas a su valor razonable y su detalle es el siguiente

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Banco Santander Río USD 539 1.585539 1.585Total Fondos Mutuos

Entidad Moneda

NOTA 8 – OTROS ACTIVOS NO FINANCIEROS CORRIENTES Los valores registrados por la Sociedad en este rubro corresponden a valores por servicios que serán realizados en meses posteriores y antes de un año de la fecha de cierre del período informado.

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Seguros pagados por anticipado (1) 5.259 6.179IVA crédito f iscal 11.605 2.623Pago anticipado Contrato TGN (GNAA) (2) 2.382 2.800Anticipos a proveedores (3) 15.471 12.528Otros pagos anticipados 85 37Total 34.802 24.167

Tipos de Pagos

(1) Corresponde a pólizas de seguros vigentes por incendio, responsabilidad civil y otros riesgos. (2) Acuerdo transaccional entre TGN (Transportadora de Gas del Norte S.A.) y GNAA (Gasoducto Nor Andino Argentina S.A.), por modificación de tipo de contrato de TF: Transporte de gas en condición de firme a TI: Transporte de gas en condición de interrumpible. Por los servicios que se prestarán entre Mayo de 2014 y Diciembre 2019. (3) Mayoritariamente incluye anticipos de repuestos.



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NOTA 9 – CUENTAS COMERCIALES POR COBRAR Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR Los saldos incluidos en este rubro en general no devengan intereses. No existen restricciones a la disposición de este tipo de cuentas por cobrar de monto significativo. De acuerdo a la IFRS 7 párrafo 36, la Sociedad no tiene garantías tomadas sobre los créditos comerciales otorgados a sus clientes. El vencimiento promedio de las obligaciones de clientes es de 15 días corridos, desde el momento de su facturación. No existe ningún cliente individual, que mantenga saldos significativos en relación con las ventas o cuentas por cobrar totales de la Sociedad. Para un mayor análisis del riesgo de los deudores incobrables, ver Nota N° 22 “Gestión de Riesgos” La Sociedad constituye una provisión de incobrables al cierre de cada trimestre, considerando aspectos como la antigüedad de sus cuentas a cobrar y el análisis caso a caso de las mismas. La Sociedad posee cartera repactada con un cliente, y no posee cartera protestada o en cobranza judicial. Los valores incluidos en este ítem, corresponden a los siguientes tipos de documentos: 9.1 Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar corrientes

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Facturas por Cobrar 91.841 110.878Deudores Varios Corrientes 812 609Leasing por Cobrar 0 543Pagos Anticipados Corrientes 0 25Otras Cuentas por Cobrar Corrientes 5.912 8.759Total 98.565 120.814

Cuentas Comerciales por Cobrar y Otras Cuentas por Cobrar Corrientes

9.2 Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar no corrientes

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Otros Deudores Varios 248 17

Total 248 17

Cuentas Comerciales por Cobrar y Otras Cuentas por Cobrar no Corrientes



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NOTA 9 – CUENTAS COMERCIALES POR COBRAR Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR (continuación) Los saldos de deudores brutos de la sociedad al 31 de diciembre de 2016, estratificados por morosidad son los siguientes:

M o ro sidad M o ro sidad M o ro sidad M o ro sidad M o ro sidad M o ro sidad M o ro sidad M o ro sidad M o ro sidad

1-30 dí as 31-60 dí as 61-90 dí as 91-120 dí as 121-150 dí as151-180

dí as181-210

dí as211-250

dí asM as 250

dí as

kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD

Deudores por operaciones de crédito corriente

108 89.048 1.660 265 409 0 233 0 0 0 3.083 94.698

Estimación incobrables 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 (2.857) (2.857)

Deudores varios corrientes 11 1.060 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.060

Otras cuentas por cobrar corrientes 886 5.912 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.912

T o tal 96.020 1.660 265 409 0 233 0 0 0 226 98.813

Saldo s al 31 de dic iembre de 2016

D eudo res C artera a l D í a

T o talN úmero C lientes



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NOTA 9 – CUENTAS COMERCIALES POR COBRAR Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR (continuación) Los saldos de deudores brutos de la sociedad al 31 de diciembre de 2015, estratificados por morosidad son los siguientes:

M o ro sidad M o ro sidad M o ro sidad M o ro sidad M o ro sidad M o ro sidad M o ro sidad M o ro sidad M o ro sidad

1-30 dí as 31-60 dí as 61-90 dí as 91-120 dí as 121-150 dí as151-180

dí as181-210

dí as211-250

dí asM as 250

dí as

kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD

Deudores por operaciones de crédito corriente

92 107.284 3.177 119 2 0 0 0 0 0 3.002 113.584

Estimación incobrables 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 (2.706) (2.706)

Deudores varios corrientes 21 626 0 0 0 0 0 0 0 0 0 626

Leasing por Cobrar 5 543 0 0 0 0 0 0 0 0 0 543

Pagos anticipados Corrientes 2 25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 25

Otras cuentas por cobrar corrientes 902 8.759 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8.759

T o tal 117.237 3.177 119 2 0 0 0 0 0 296 120.831

Saldo s al 31 de diciembre 2015

D eudo resN úmero C lientes

C artera al D í a

T o tal



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NOTA 9 – CUENTAS COMERCIALES POR COBRAR Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR (continuación)

Monto Monto MontokUSD kUSD kUSD

Al día - 0 986 96.020 986 96.020Entre 1 y 30 días - 0 60 1.660 60 1.660Entre 31 y 60 días - 0 20 265 20 265Entre 61 y 90 días - 0 14 409 14 409Entre 91 y 120 días - 0 0 0 0 0Entre 121 y 150 días - 0 4 233 4 233Entre 151 y 180 días - 0 0 0 0 0Entre 181 y 210 días - 0 0 0 0 0Entre 211 y 250 días - 0 0 0 0 0Superior a 251 días 1 2.288 3 795 4 3.083Total 2.288 99.382 101.670

Monto Monto MontokUSD kUSD kUSD

Al día - 0 1002 117.237 1002 117.237Entre 1 y 30 días - 0 37 3.177 37 3.177Entre 31 y 60 días - 0 4 119 4 119Entre 61 y 90 días - 0 2 2 2 2Entre 91 y 120 días - 0 0 0 0 0Entre 121 y 150 días - 0 0 0 0 0Entre 151 y 180 días - 0 0 0 0 0Entre 181 y 210 días - 0 0 0 0 0Entre 211 y 250 días - 0 0 0 0 0Superior a 251 días 1 2.288 3 714 4 3.002Total 2.288 121.249 123.537

Cartera No Repactada Total Cartera Bruta

N° Clientes

N° Clientes

N° Clientes

Cartera Repactada Cartera No Repactada Total Cartera Bruta

N° Clientes

N° Clientes

N° Clientes

Cartera RepactadaTramos de Morosidad al 31 de diciembre de 2016

Tramos de Morosidad al 31 de diciembre de 2015

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Saldo Inicial 2.706 7.542Provisión cartera no repactada 144 62Castigos del periodo (1) 0 (4.367)Recuperos del periodo (18) (303)Otros 25 (228)Saldo final 2.857 2.706

Provisiones y Castigos

(1) Del total, kUSD 4.358 corresponden a un juicio arbitral que ENGIE ENERGIA CHILE S.A. mantenía con SQM S.A. producto de diferencias en la fijación tarifaria del contrato de suministro de energía eléctrica. En abril de 2015, se dictó sentencia, negándose el árbitro a acoger los argumentos de EECL.



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NOTA 10 – CUENTAS POR COBRAR, CUENTAS POR PAGAR Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS 10.1 Remuneración de Personal Clave de la Gerencia La Sociedad es administrada por un Directorio compuesto por siete miembros, los cuales permanecen por período de dos años en sus funciones, pudiendo ser reelegidos. En conformidad con lo dispuesto en la Ley N°18.046, en la Junta Ordinaria de Accionistas celebrada el 26 de abril de 2016, se procedió a la designación del total de los miembros del directorio, los que durarán dos años en el ejercicio del cargo. La Sociedad ha identificado como personal clave al Gerente General y sus Gerentes Corporativos. La Junta Ordinaria de Accionistas acordó para el ejercicio 2016 y hasta la fecha en que se celebre la Junta Ordinaria, una dieta para el Directorio correspondiente a 160 U.F. por sesión para cada Director. El Presidente del Directorio percibe una dieta de 320 U.F. por sesión. Estableció también que los Directores suplentes no tendrán derecho a remuneración alguna por el desempeño de sus cargos, excepto cuando asistan a las sesiones en reemplazo de un director titular. Las antes referidas dietas no fueron modificadas en la correspondiente Junta Ordinaria del año 2016. No existen otras remuneraciones pagadas distintas a las que perciben por el desempeño de su función de Director en la Sociedad, excepto lo dispuesto en el párrafo siguiente. De conformidad con lo dispuesto en el Artículo 50 bis de la Ley N° 18.046 sobre Sociedades Anónimas, en la Junta Ordinaria de Accionistas se deja constancia que se ha elegido un comité de directores. Este comité es integrado por los directores independientes. La remuneración será de 55 U.F. mensual a todo evento, además para su cometido se les asigna un presupuesto de 5.000 U.F. anuales. Durante el presente ejercicio este comité ha utilizado con cargo a este presupuesto kUSD 101.

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Philip De Cnudde, Presidente ** 48 73Juan Claveria A., Presidente * 0 112Cristian Eyzaguirre, Director 93 73Emilio Pellegrini, Director 100 98Pierre Devillers, Director ** 17 18Pablo Villarino, Director Suplente ** 17 48Hendrik De Buiyserie, Director ** 6 19Daniel Pellegrini, Director ** 6 0Mauro Valdes Raczynski, Director 75 0Patrick Obyn, Director Suplente ** 6 0Dante Dell’ Elce, Director Suplente ** 0 18Manlio Alessi R., Director *** 23 93Karen Poniachik, Director *** 23 98Felipe Cabezas, Director Suplente *** 0 6

Total Honorarios por Remuneración del Directorio 414 656

Remuneraciones del Directorio

* Con fecha 29 de septiembre de 2015, el Directorio de la Sociedad aceptó la renuncia a los cargos de director y Presidente a don Juan Clavería Aliste y designó como Presidente del Directorio y de la Sociedad al director don Philip De Cnudde. ** Con fecha 17 de Mayo de 2016 renunciaron a su dieta por el desempeño de su cargo como director de la Sociedad los señores Philip De Cnudde, Pierre Devillers, Pablo Villarino, Hendrik De Buiyserie, Daniel Pellegrini, Patrick Obyn y Dante Dell’ Elce. *** En la Junta Ordinaria de Accionistas de la Sociedad celebrada con fecha 26 de abril de 2016, dejaron sus cargos de director la señora Karen Poniachik y el señor Manlio Alessi y su cargo de director suplente don Felipe Cabezas.



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NOTA 10 - CUENTAS POR COBRAR, CUENTAS POR PAGAR Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS (continuación)

ENGIE ENERGIA CHILE S.A., durante el año 2016, no pagó asesorías adicionales a ningún miembro del Directorio de la Sociedad, y registra gastos por un monto de kUSD 135 por concepto de gastos generales del Directorio en el mismo periodo.

10.1 Remuneración de Personal Clave de la Gerencia (continuación)

kUSD kUSDRemuneraciones de Gerentes y Ejecutivos Principales y Dietas (1) 4.342 4.137

Total 4.342 4.137

Remuneración de Personal Clave de la Gerencia31/12/2016 31/12/2015

(1) Estos costos incluyen las remuneraciones recurrentes mensuales y parte de éstas son variables y se otorga a través de bonos los cuales son en función del desempeño personal y de los resultados obtenidos por la Sociedad en el ejercicio. Además incluye indemnizaciones por años de servicios.

10.2 Personal Clave de la Gerencia

Nombre CargoAxel Levêque Gerente GeneralAníbal Prieto Larraín Gerente Corporativo JurídicoEnzo Quezada Zapata Gerente Corporativo ComercialDemián Talavera Gerente Corporativo de DesarrolloCarlos Boquimpani de Freitas * Gerente Corporativo de Finanzas Eduardo Milligan Wenzel Gerente Corporativo de Finanzas Nicky Vanlommel Gerente Corporativo de Personal, Procesos y TecnologíaBeatriz Monreal Gerente Corporativo de Asuntos CorporativosLuc Imschoot Gerente Corporativo de TransmisiónDavid Liste Gerente Corporativo de Generación

Gerentes y Ejecutivos Principales

* Con fecha 27 de octubre de 2016, don Carlos Boquimpani de Freitas presentó su renuncia al cargo de Gerente Corporativo de Finanzas y en su reemplazo fue designado don Eduardo Milligan Wenzel quien asume sus funciones desde enero de 2017.



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NOTA 10 - CUENTAS POR COBRAR, CUENTAS POR PAGAR Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS (continuación)

10.3 Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas, Corriente

Las operaciones por cobrar, pagar y transacciones con entidades relacionadas se ajustan a lo establecido en los artículos N° 44 y N° 49 de la Ley N° 18.046, sobre Sociedades Anónimas. La Sociedad no registra provisión por cuentas por cobrar de dudoso cobro, ya que dichas obligaciones son pagadas dentro de los plazos establecidos, los que varían entre 7 y 30 días.

Las cuentas por cobrar a entidades relacionadas al cierre de cada ejercicio son las siguientes:

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

76.019.239-2 Eólica Monte Redondo S.A. Chile Matriz Común UF 337 1.69076.775.710-7 Sociedad GNL Mejillones S.A. Chile Matriz Común CLP 24 076.775.710-7 Sociedad GNL Mejillones S.A. Chile Matriz Común USD 202 61376.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común USD 5.346 1.41776.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común UF 4 096.885.200-0 ENGIE Chile S.A. Chile Matriz UF 0 2996.885.200-0 ENGIE Chile S.A. Chile Matriz CLP 20 00-E ENGIE Global Markets Francia Matriz Común USD 0 8170-E GDF SUEZ LNG Supply S.A. Francia Matriz Común USD 0 49376.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Chile Control conjunto USD 1 076.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Chile Control conjunto CLP 32 076.122.327-5 Desert Bioenergy S.A. Chile Afiliada CLP 54 0

0-E Energy Consulting Services S.A. ArgentinaColigada de Accionista

Peso Argentino

4 0

6.024 5.059

Relación Moneda

Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas, Corriente

PaísRut Sociedad

10.4 Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas, No Corriente

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

76.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. (1) Chile Control conjunto USD 33.913 033.913 0

Rut Sociedad País Relación Moneda

Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas, No Corriente (1) Préstamo otorgados a Trasmisora Eléctrica del Norte S.A por un total de kUSD 33.913, que devenga interés a

tasa anual Libor 180 días + 2,7%, con plazo de vencimiento al 13 de julio de 2018



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NOTA 10 - CUENTAS POR COBRAR, CUENTAS POR PAGAR Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS (continuación) 10.5 Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas, Corrientes.

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

96.885.200-0 ENGIE Chile S.A. Chile Matriz USD 6.780 7.78376.775.710-7 Sociedad GNL Mejillones S.A. Chile Matriz Común USD 2.911 4.71876.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común USD 306 25076.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común CLP 9 077.292.170-5 Inversiones Punta Rieles Ltda. Chile Accionista USD 6.258 3.42876.019.239-2 Eólica Monte Redondo S.A. Chile Matriz Común CLP 1 0

0-E Energy Consulting Services S.A. ArgentinaColigada de Accionista

Peso Argentino

95 30

76.058.076-7 Tractebel Engineering S.A. Chile Matriz Común UF 109 076.058.076-7 Tractebel Engineering S.A. Chile Matriz Común EUR 105 076.058.076-7 Tractebel Engineering S.A. Chile Matriz Común CLP 0 100-E GDF SUEZ LNG Supply S.A. Luxemburgo Matriz Común USD 13.964 076.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Chile Control conjunto CLP 62 0

30.600 16.219


Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas, Corrientes 10.6 Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas, No Corrientes

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

76.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común USD 752 1.008

752 1.008Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas, No Corrientes




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NOTA 10 – CUENTAS POR COBRAR, CUENTAS POR PAGAR Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS (continuación) 10.7 Transacciones con Entidades Relacionadas

Monto Efecto en Resultado


kUSD kUSD kUSD kUSD96.885.200-0 Engie Chile S.A. Chile Matriz USD Dividendo 40.338 0 14.906 096.885.200-0 Engie Chile S.A. Chile Matriz UF Arriendos 341 341 337 33796.885.200-0 Engie Chile S.A. Chile Matriz UF Recuperación de Gastos 48 0 0 096.885.200-0 Engie Chile S.A. Chile Matriz UF Reembolso de Gastos 28 0 0 0

76.775.710-7 Sociedad GNL Mejillones S.A. Chile Matriz Común USDVenta de Energía, Potencia y

Servicios1.806 1.806 1.869 1.869

76.775.710-7 Sociedad GNL Mejillones S.A. Chile Matriz Común USD Servicio de Regasif icación de gas 34.796 (34.796) 45.480 (45.480)76.019.239-2 Eólica Monte Redondo S.A. Chile Matriz Común USD Servicios 1.795 1.795 1.420 1.420 76.019.239-2 Eólica Monte Redondo S.A. Chile Matriz Común CLP Servicios 33 33 0 00-E Energy Consulting Services S.A. Argentina Coligada de Accionista Peso argentino Servicios Prestados 9 9 0 00-E Energy Consulting Services S.A. Argentina Coligada de Accionista Peso argentino Servicios Recibidos 264 (264) 430 (430)76.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común UF Arriendos 26 26 14 1476.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común CLP Servicios Prestados 0 0 705 70576.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común USD Servicios Prestados 71 71 0 076.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común USD Servicios Recibidos 144 (144) 0 076.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común CLP Servicios Recibidos 9 (9) 0 076.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común USD Venta de Gas 9.937 9.937 5.617 5.61776.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común USD Transporte de Gas 1.799 1.799 670 67076.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común USD Servicio de Regasif icación de gas 964 964 0 076.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común USD Préstamo Gas 7.250 0 0 076.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común USD Devolución Préstamo Gas 7.250 0 0 076.134.397-1 Engie Gas Chile SpA Chile Matriz Común CLP Recuperación de Gasto 8 0 0 096.896.290-6 Distrinor S.A. Chile Matriz Común USD Venta de Gas 0 0 5.938 5.93896.896.290-6 Distrinor S.A. Chile Matriz Común UF Arriendos 0 0 13 1396.896.290-6 Distrinor S.A. Chile Matriz Común USD Compra Gas 0 0 2 (2)96.896.290-6 Distrinor S.A. Chile Matriz Común USD Servicios 0 0 130 130

31/12/2015Entidad 31/12/2016

Descripción de la TransacciónRut Sociedad País Relación Moneda



50

NOTA 10 – CUENTAS POR COBRAR, CUENTAS POR PAGAR Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS (continuación) 10.7 Transacciones con Entidades Relacionadas (continuación)



kUSD kUSD kUSD kUSD0-E GDF SUEZ LNG Supply S.A. Luxemburgo Matriz Común USD Compra de GNL 60.987 0 63.191 00-E GDF SUEZ LNG Supply S.A. Luxemburgo Matriz Común USD Recuperación de Gastos 396 0 0 00-E Laborelec Bélgica Matriz Común USD Servicios 0 0 51 (51)76.284.839-2 Laborelec Chile SpA Chile Matriz Común CLP Servicios 170 (170) 0 076.284.839-2 Laborelec Chile SpA Chile Matriz Común CLP Servicios 25 0 0 077.292.170-5 Inversiones Punta Rieles Ltda. Chile Accionista USD Dividendos 16.430 0 8.942 00-E Tractebel Engineering S.A. Italia Matriz Común USD Servicios 913 0 1.143 076.058.076-7 Tractebel Engineering S.A. Chile Matriz Común USD Servicios 3.586 0 5.514 0

0-E ENGIE Global Markets Francia Matriz Común USDInstrumentos de Derivados

(compra)0 0 8.182 (6.227)

0-E ENGIE Global Markets Francia Matriz Común USD Instrumentos de Derivados (venta) 0 0 4.457 4.457

76.108.126-8 IMA Automatización Ltda Chile Matriz Común USD Servicios 325 0 43 (43)0-E GDF SUEZ University Francia Matriz Común USD Capacitación 181 (181) 351 (351)76.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Chile Control Conjunto USD Préstamos (Capital e Intereses) 74.702 3.002 0 076.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Chile Control Conjunto UF Préstamos (Capital e Intereses) 59.744 1.835 0 076.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Chile Control Conjunto CLP Pago de Préstamo 46.334 0 0 076.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Chile Control Conjunto USD Pago de Préstamo 124.759 0 0 076.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Chile Control Conjunto UF Servicios 340 340 0 076.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Chile Control Conjunto USD Servicios 10 10 0 076.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Chile Control Conjunto USD Asesoría Project Finance 1.750 1.750 0 076.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Chile Control Conjunto USD Recuperación de gastos 34 0 0 076.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Chile Control Conjunto UF Arriendo de instalaciones 356 356 0 076.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Chile Control Conjunto USD Venta de Activo 12 0 0 088.689.100-8 IMA Industrial Ltda. Chile Matriz Común UF Servicios 69 69 0 00-E GDF SUEZ GLOBAL LNG (UK) LTD. London Matriz Común EUR Servicios 112 (112) 0 00-E GDF Suez Energy Generation North Am Canadá Matriz Común US$ Servicios 19 (19) 0 00-E Engie Energy Managment SCRL Bélgica Matriz Común US$ Compra de Carbón 5.312 0 0 00-E JUBAIL O&M Company Limited Arabia Saudita Matriz Común US$ Servicios 29 0 0 0

76.122.327-5 Desert Bioenergy S.A. Chile Matriz Común CLP Préstamos (Capital e Intereses) 53 1 0 0

Entidad 31/12/2016 31/12/2015

Rut Sociedad País Relación Moneda Descripción de la Transacción



51

NOTA 10 – CUENTAS POR COBRAR, CUENTAS POR PAGAR Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS (continuación)

10.7 Transacciones con Entidades Relacionadas (continuación)

Existen garantías, otorgadas o recibidas por las transacciones con partes relacionadas (ver Nota 40.2). No existen deudas de dudoso cobro relativo a saldos pendientes que ameriten provisión ni gastos reconocidos por este concepto. Todas las transacciones con partes relacionadas fueron realizadas en términos y condiciones de mercado. NOTA 11 – INVENTARIOS CORRIENTES La composición del inventario de la Sociedad al cierre, es el siguiente:

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Materiales y Suministro Operación 138.865 140.931Materiales y Suministro Operación asociados a indemnización (Nota 25) 5.012 5.026Provisión Obsolescencia (26.273) (18.804) Carbón 46.747 23.535Petróleo Bunker N° 6 3.563 3.280Petróleo Diesel 2.293 3.763Cal Hidratada 3.261 6.327Caliza – Biomasa - Arena Silice 2.151 833GNL 1.348 8.417Lubricantes 169 188Total 177.136 173.496

Clases de Inventarios

Los movimientos de la provisión de obsolescencia son los siguientes:

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Saldo Inicial 18.804 16.465Aumento provisión 7.469 2.339

Saldo Final 26.273 18.804

Provisión Obsolescencia Inventarios (1)

(1) Ver criterios de provisión en Nota 3.5 (Deterioro de Activos)



52

NOTA 12 – IMPUESTOS CORRIENTES Información general El saldo de impuesto a la renta por recuperar y por pagar presentado en el activo y pasivo circulante respectivamente está constituido de la siguiente manera: a) Activos por Impuestos Corrientes

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

PPM 26.791 32.747PPUA 10 3.078Crédito Ley Arica N° 19.420 6.433 0Impuesto por Recuperar Ejercicios Anteriores 2.063 0Crédito Fuente Extranjera 0 2.546Donaciones 0 37Crédito Activo Fijo 4% tope 500 UTM 97 32Crédito Sence 90 0Otros Impuestos por Recuperar 664 629

Total Impuestos por Recuperar 36.148 39.069

Impuestos por Recuperar

b) Pasivos por Impuestos Corrientes

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Gasto Tributario Corriente 25.712 21.953Impuesto Primera Categoría en el carácter de único Art.17 N° 8 38.472 0Impuesto Único Artículo 21 194 242

Total Impuestos por Pagar 64.378 22.195

Impuestos a la Renta



53

NOTA 13 – ACTIVOS NO CORRIENTES O GRUPOS DE ACTIVOS PARA SU DISPOSICION CLASIFICADOS COMO MANTENIDOS PARA LA VENTA Durante el mes de diciembre de 2015, ENGIE ENERGIA CHILE S.A. acordó vender a Red Eléctrica Chile SpA el 50% de las acciones de Transmisora Eléctrica del Norte S.A. (“TEN”), conservando EECL el 50% restante. Con fecha 21 de enero de 2016 la Comisión Europea declaró compatible la operación, por lo que las partes decidieron suscribir con fecha 27 de enero de 2016 los contratos y demás documentos necesarios para su materialización, los cuales consisten principalmente en: a) El traspaso a Red Eléctrica Chile SpA del 50% de las acciones emitidas por TEN, en el precio total de USD

217.560.000. b) La cesión a Red Eléctrica Chile SpA del 50% de los créditos de ENGIE ENERGIA CHILE S.A. contra TEN, en el

precio de USD 52.113.477,30 y 940.507,70 Unidades de Fomento. c) El pacto de accionistas mediante el cual las partes regulan su relación como accionistas de TEN, así como la

administración de esta última. De acuerdo con NIIF 5.32 la inversión en TEN no representa un segmento de negocio o área geográfica, ni una venta que corresponda a una disposición mayor de una línea de negocios ni es una subsidiaria adquirida exclusivamente para ser revendida. Por lo tanto su clasificación como disponible sólo incluye activos y pasivos presentados en una sola línea como Activos y Pasivos para su disposición clasificados como mantenidos para la venta. El objeto de la Sociedad es participar en cualquier clase de actividades de generación, transmisión, distribución y suministro de energía eléctrica, pudiendo al efecto explotar y desarrollar sistemas eléctricos de su propiedad o de terceros; generar, transmitir y distribuir energía eléctrica y suministrar, vender y comercializar en cualquier forma la potencia y la energía eléctrica que se produzca en sus instalaciones o en los de terceros y la capacidad de transporte de las líneas y de transformación de las subestaciones y equipos asociados; como también efectuar prestación de servicios en el área de ingeniería eléctrica y mantención de sistemas eléctricos. Transmisora Eléctrica del Norte S.A. es la encargada de llevar a cabo el desarrollo del proyecto consistente en la construcción de una línea de transmisión en corriente alterna de doble circuito de 500 kV, de una extensión aproximada de 580 kilómetros, que permitirá transmitir energía entre Mejillones, en el SING, y Copiapó, en el norte del SIC. El valor razonable del 50% que EECL vendió a Red Eléctrica Chile SpA es de kUSD 217.560 y la venta se materializó el 27 de enero de 2016. Tal como se describe en la nota 3.9, los activos no corrientes y grupos en desapropiación mantenidos para la venta han sido registrados por el menor del monto en libros o el valor razonable menos los costos de venta. A continuación se presentan los principales rubros de activos, pasivos y flujo de efectivo mantenidos para la venta al 31 de diciembre de 2015:



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NOTA 13 - ACTIVOS NO CORRIENTES O GRUPOS DE ACTIVOS PARA SU DISPOSICION CLASIFICADOS COMO MANTENIDOS PARA LA VENTA (continuación)

Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Saldo al ACTIVO 31/12/2015Activos Corrientes kUSDEfectivo y efectivo equivalente 13.644Inventarios 19Otros activos no f inancieros 26.274Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, corriente 88

Total Activo Corriente 40.025

Activos por Impuestos Diferidos 5.567Total Propiedades, planta y equipo 202.287

Total Activo No Corriente 207.854TOTAL ACTIVOS 247.879

PASIVOS 31/12/2015Pasivos Corrientes kUSDOtros pasivos f inancieros, corriente 4.182Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar 28.903Pasivos por Impuestos Corrientes 109Provisiones por Beneficios a los empleados 91Otros Pasivos No Financieros 11

Total Pasivo Corriente 33.296

Otros pasivos f inancieros, no corriente 1.993

Total Pasivo No Corriente 1.993TOTAL PASIVOS 35.289

Activos No Corrientes

Pasivos No Corrientes

31/12/2015kUSD

Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de operación (17.383) Flujos de efectivo netos procedentes de (utilizados en) actividades de inversión (160.109) Flujos de efectivo procedentes de (utilizados en) actividades de f inanciación 186.000Incremento neto (disminución) en el efectivo y equivalentes al efectivo, antes del efecto de los cambios en la tasa de cambio

8.508

Efectos de la variación en la tasa de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo (245) Incremento (disminución) neto de efectivo y equivalentes al efectivo 8.263Efectivo y equivalentes al efectivo 5.382Efectivo y Equivalentes al Efectivo al Final del Período 13.645

OTRO RESULTADO INTEGRALGanancias (pérdidas) por coberturas de f lujos de efectivo, antes de impuestos (6.175) Impuesto a las ganancias relacionado con coberturas de f lujos de efectivo de otro resultado integral

1.389

Otro Resultado Integral (4.786)

FLUJO DE EFECTIVO NETO RESUMIDO



55

NOTA 14 – OTROS ACTIVOS NO FINANCIEROS, NO CORRIENTE

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Derecho sobre otros activos 2.161 2.161Arriendo pagado por anticipado 23 76Inversión en CDEC-SING Ltda.(1) 18 345Aporte Consorcio Algae Fuels S.A. (2) 2.240 2.055Aporte Consorcio Desert Bioenergy S.A. (2) 504 503Aporte FONDEF (2) 211 211Pago anticipado Contrato TGN (GNAA) (3) 3.843 6.201Proyectos en Desarrollo (4) 4.560 8.923Otros 350 353

Total 13.910 20.828

Otros Activos No Financieros

(1) La inversión en el CDEC-SING es reconocida a su costo histórico en pesos chilenos y no se realiza reconocimiento sobre dicha participación. (2) Corresponde a los aportes a los consorcios cuyo objeto es la investigación y desarrollo de tecnología para la elaboración de biocombustible y biodiesel. (3) Acuerdo transaccional entre TGN (Transportadora de Gas del Norte S.A.) y GNAA (Gasoducto Nor Andino Argentina S.A.), por modificación de tipo de contrato de TF: Transporte de gas en condición de firme a TI: Transporte de gas en condición de interrumpible. Por los servicios que se prestarán entre Mayo de 2014 y Diciembre 2019. (4) La Sociedad tiene como política registrar como Otros Activos No Financieros en el estado de situación financiera los costos de los proyectos en la fase de desarrollo siempre que su viabilidad técnica y rentabilidad económica estén razonablemente aseguradas.



56

NOTA 15 – INVERSIONES CONTABILIZADAS UTILIZANDO EL METODO DE LA PARTICIPACION Sociedades de control conjunto El detalle de la sociedad contabilizada por el método de la participación y los movimientos al 31 de diciembre de 2016 es el siguiente:

% kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD

Contro l Conjunto

Transmisora Eléctrica del Norte S.A. 1.416.318 50,00% 31.073 59.700 (4.424) (1.207) 54.069 (4.672) 2 .880 83.350

31.073 59.700 (4 .424) (1.207) 54.069 (4 .672) 2 .880 83.350 T o tal

R eserva derivado s de co bertura a l 27-01-2016

R esultado devengado

Otro sT o tal a l

31-12-2016T ipo de R elació n

So ciedadN úmero de A ccio nes

P o rcentaje de part icipació n

Saldo al 27-01-2016

D iferencia entre valo r

libro y valo r justo

Variació n R eserva

derivado s de co bertura al

31-12-2016

Efecto en R esultado

P art ic ipació nA ctivo s

C o rrientesA ctivo s no C o rrientes

T o tal A ct ivo sP asivo s

C o rrientes P asivo s no C o rrientes

T o tal P asivo sP atrimo nio

N etoIngreso s

Ordinario sGasto s

Ordinario sGanancia

(P érdida) N eta

% kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD

76.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. 50,00% 34.100 647.651 681.751 126.509 513.701 640.210 41.541 60 529 (2.413)

R .U.T N o mbre So ciedad

Con fecha 27 de enero de 2016 la Sociedad vendió el 50% de participación en la filial Transmisora Eléctrica del Norte S.A., con lo cual se perdió el control de ésta y a contar de esa fecha se registra bajo el método de la participación.



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NOTA 16 – ACTIVOS INTANGIBLES DISTINTOS DE PLUSVALIA La Sociedad presenta los siguientes activos intangibles: movimiento y reconciliación al 31 de diciembre de 2016 y 2015.

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Intangibles, Relación Contractual Clientes, neto (1) 267.079 283.864Servidumbres, neto 5.574 5.993

Total Neto 272.653 289.857

Activos Intangibles Neto

(1) Los activos intangibles de relación contractual con clientes corresponden principalmente a contratos de suministro de energía eléctrica, asociados al proyecto de nuestras filiales Central Termoeléctrica Andina S.A. e Inversiones Hornitos S.A., los cuales comenzaron a amortizarse a contar del año 2011, por un período de 30 y 15 años respectivamente. Ver criterios en Nota 3.4

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Intangibles, Relación Contractual Clientes, bruto 362.134 362.134Servidumbres, bruto 12.822 12.822 Total Bruto 374.956 374.956

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Amortización, Intangibles, Relación Contractual Clientes (95.055) (78.270)Amortización, Servidumbres (7.248) (6.829) Total Amortización (102.303) (85.099)

Activos Intangibles Bruto

Amortización de Activos Intangibles



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NOTA 16 – ACTIVOS INTANGIBLES DISTINTOS DE PLUSVALIA (continuación) Los activos intangibles por concepto presentan el siguiente movimiento durante el ejercicio 2016 y 2015.

Saldo Bruto Inicial

Saldo Bruto Final al

Amortización Acumulada al

Amortización Acumulada

(Bajas)


Saldo Neto al

01-01-2016 31/12/2016 31/12/2015 31/12/2016 31/12/2016kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD

Intangibles, Relación Contractual Clientes (combinación de negocios)

362.134 0 362.134 (78.270) (16.785) 0 (95.055) 267.079

Servidumbres 12.822 0 12.822 (6.829) (419) 0 (7.248) 5.574TOTALES 374.956 0 374.956 (85.099) (17.204) 0 (102.303) 272.653

Saldo Bruto Inicial

Saldo Bruto Final al


Amortización Acumulada

(Bajas)


Saldo Neto al

01-01-2015 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2015 31/12/2015kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD

Intangibles, Relación Contractual Clientes (combinación de negocios)

362.134 0 362.134 (61.463) (16.807) 0 (78.270) 283.864

Servidumbres 12.822 0 12.822 (6.436) (393) 0 (6.829) 5.993Otros Activos Intangibles Identif icables 2.002 (2.002) 0 (1.902) (100) 2.002 0 0TOTALES 376.958 (2.002) 374.956 (69.801) (17.300) 2.002 (85.099) 289.857

Activos Intangibles

Adiciones (Bajas) Periodo

Amortización Periodo

Activos Intangibles

Adiciones (Bajas) Periodo

Amortización Periodo

La amortización de los activos intangibles es registrada en el rubro costo de venta del estado de resultados. La Sociedad no tiene restricción alguna sobre la titularidad de los activos intangibles, asimismo, no existen compromisos para la adquisición de nuevos activos intangibles (NIC 38 párrafo 122 letra (c) y (d))



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NOTA 17 – PLUSVALIA La siguiente tabla resume las clases principales de contraprestación transferidas, y los montos reconocidos de activos adquiridos y los pasivos asumidos a la fecha de adquisición.

Saldo al Saldo al31/12/2016 31/12/2015

kUSD kUSDValor justo de adquisición 1.221.197 1.221.197

Activo neto 902.929 902.929Valor Justo Propiedades, planta y equipo 37.466 37.466Activos Intangibles 315.750 315.750Pasivos por impuestos diferidos (60.047) (60.047)Subtotal 1.196.098 1.196.098Plusvalía (Goodwill) 25.099 25.099

Activos identificables adquiridos y pasivos asumidos

El origen de las plusvalías se explica a continuación: Con fecha 29 de Diciembre de 2009, compañías del Grupo ENGIE CHILE y Codelco, firmaron un acuerdo para fusionar la Compañía (entidad continuadora), con Inversiones Tocopilla 1. Inversiones Tocopilla 1 fue un vehículo creado para efectos de la fusión, que consideró las inversiones que SEA y Codelco tenían en Electroandina S.A., Central Termoeléctrica Andina S.A., Inversiones Hornitos S.A., Gasoducto Nor Andino S.A. y Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. Como consecuencia de la fusión, la Compañía es controladora de Central Termoeléctrica Andina S.A., Gasoducto Nor Andino S.A. y Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. Además es propietaria y operadora de los activos de Electroandina S.A. El valor justo de la adquisición fue determinado mediante la valorización del 100% de los activos entregados en la transacción y los pagos realizados, a la fecha de la transacción. Se utilizó el enfoque de Mercado, que consiste en la actualización de los flujos de caja futuros, actualizados a la tasa de descuento representativa del riesgo de cada activo, las que oscilaban en rangos entre 7% a 8% anual. El valor justo de los activos fijos se determinó como los valores de reposición ajustados por su vida útil funcional o de mercado. La tasación de los activos fijos fue desarrollada por especialistas externos. Los activos intangibles, principalmente contratos con clientes, se valorizaron mediante la metodología del MEEM (“Multi Excess Earning Method”) que considera el valor de las relaciones contractuales con clientes como el valor presente de los flujos de fondos excedentes que genera el activo intangible durante su vida útil, una vez deducidos los flujos de fondos asociados al resto de los activos operativos tangibles e intangibles existentes, descontados a una tasa de descuento representativa del riesgo de cada activo, las que oscilaban en rangos entre 8% a 9% anual.



60

NOTA 18 – PROPIEDADES, PLANTAS Y EQUIPOS Los movimientos registrados en Propiedades, Plantas y Equipos al 31 de diciembre de 2016 son los siguientes:

Construcción en Curso

Terrenos EdificiosPlantas y Equipos

Equipamiento Tecnologías

de la Información

Instalaciones Fijas y

Accesorios

Vehículos de Motor

Otras Propiedades

Planta y Equipo

Propiedades, Planta y Equipo

kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSDValor Bruto 187.460 34.117 174.912 2.586.189 21.397 386.212 9.846 177.544 3.577.677Depreciación Acumulada 0 0 (54.961) (1.191.258) (17.013) (223.893) (7.282) (110.590) (1.604.997) Saldo Inicial al 01-01-2016 187.460 34.117 119.951 1.394.931 4.384 162.319 2.564 66.954 1.972.680Adiciones 379.193 1.228 438 964 595 344 717 347 383.826Bajas 0 0 (2.699) (397) (14) (14.973) 0 (10.819) (28.902) Gastos por Depreciación 0 0 (5.849) (79.820) (3.819) (10.213) (631) (20.500) (120.832) Cierre Obras en Curso (54.228) 0 521 31.715 6.751 10.528 707 4.006 0Cambios, Total 324.965 1.228 (7.589) (47.538) 3.513 (14.314) 793 (26.966) 234.092 Saldo Final 31-12-2016 512.425 35.345 112.362 1.347.393 7.897 148.005 3.357 39.988 2.206.772

Movimientos Año 2016



61

NOTA 18 – PROPIEDADES, PLANTAS Y EQUIPOS (continuación) Los movimientos registrados en Propiedades, Plantas y Equipos durante el ejercicio 2015 son los siguientes:

Construcción en Curso

Terrenos EdificiosPlantas y Equipos

Equipamiento Tecnologías

de la Información

Instalaciones Fijas y

Accesorios

Vehículos de Motor

Otras Propiedades

Planta y Equipo

Propiedades, Planta y Equipo

kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSDValor Bruto 133.184 34.117 169.599 2.486.155 20.238 385.971 9.653 129.217 3.368.134Depreciación Acumulada 0 0 (49.049) (1.114.184) (15.200) (212.813) (6.566) (88.672) (1.486.484) Saldo Inicial al 01-01-2015 133.184 34.117 120.550 1.371.971 5.038 173.158 3.087 40.545 1.881.650Adiciones 203.487 0 81 413 261 68 209 5.064 209.583Bajas 0 0 0 0 0 0 (14) 0 (14) Gastos por Depreciación 0 0 (5.931) (77.056) (1.833) (11.079) (718) (21.922) (118.539) Cierre Obras en Curso (149.211) 0 5.251 99.603 918 172 0 43.267 0Cambios, Total 54.276 0 (599) 22.960 (654) (10.839) (523) 26.409 91.030 Saldo Final 31-12-2015 187.460 34.117 119.951 1.394.931 4.384 162.319 2.564 66.954 1.972.680

Movimientos Año 2015



62

NOTA 18 – PROPIEDADES, PLANTAS Y EQUIPOS (continuación) La composición del rubro Propiedades, Plantas y Equipos, al 31 de diciembre de 2016 y 2015, es el siguiente:

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Construcción en Curso 512.425 187.460Terrenos 35.345 34.117Edif icios 112.362 119.951Planta y Equipos 1.347.393 1.394.931Equipamiento de Tecnología de la Información 7.897 4.384Instalaciones Fijas y Accesorios 148.005 162.319Vehículos de Motor 3.357 2.564Activos en Leasing 5.915 6.217Otras Propiedades, Planta y Equipo 34.073 60.737

Total Propiedades, Planta y Equipos 2.206.772 1.972.680

Clases de Propiedades, Planta y Equipos, Neto (Presentación)

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Construcción en Curso 512.425 187.460Terrenos 35.345 34.117Edif icios 171.816 174.912Planta y Equipos 2.588.890 2.586.189Equipamiento de Tecnología de la Información 28.515 21.397Instalaciones Fijas y Accesorios 381.803 386.212Vehículos de Motor 11.214 9.846Activos en Leasing 9.540 9.540Otras Propiedades, Planta y Equipos 147.103 168.004

Total Propiedades, Planta y Equipos 3.886.651 3.577.677

Clases de Propiedades, Planta y Equipos, Bruto (Presentación)

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Depreciación Acumulada y Deterioro de Valor, Edif icios (59.454) (54.961)

Depreciación Acumulada y Deterioro de Valor, Planta y Equipos (1.241.497) (1.191.258)Depreciación Acumulada y Deterioro de Valor, Equipamiento de Tecnologías de la Información

(20.618) (17.013)

Depreciación Acumulada y Deterioro de Valor, Instalaciones Fijas y Accesorios

(233.798) (223.893)

Depreciación Acumulada y Deterioro de Valor, Vehículos de Motor (7.857) (7.282)Depreciación Acumulada y Deterioro de Valor, Activos en Leasing (3.625) (3.323)Depreciación Acumulada y Deterioro de Valor, Otras Propiedades, Planta y Equipos

(113.030) (107.267)

Total Depreciación Acumulada y Deterioro de Valor, Propiedades, Planta y Equipos

(1.679.879) (1.604.997)

Clases de Depreciación Acumulada y Deterioro de Valor, Propiedades, Planta y Equipos (Presentación)

La Sociedad no mantiene restricciones de titularidad en ítems de propiedades, plantas y equipos.



63

NOTA 18 – PROPIEDADES, PLANTAS Y EQUIPOS (continuación) A la fecha de estos estados financieros, la Sociedad no cuenta con ítems de propiedad, plantas y equipos temporalmente fuera de servicio. Costos de Financiamiento Capitalizados

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Infraestructura Energética Mejillones 5,096% 15.915 2.760

15.915 2.760Total

ProyectoTasa de interés

La tasa utilizada es la ponderada de los créditos que mantiene la Sociedad (Bono 144-A) NOTA 19 – IMPUESTOS DIFERIDOS Los impuestos diferidos corresponden al monto de los impuestos que la Sociedad tendrá que pagar (pasivos) o recuperar (activos) en ejercicios futuros, relacionados con diferencias temporales entre la base imponible fiscal o tributaria y el importe contable en libros de ciertos activos y pasivos. 19.1 Los activos por impuestos diferidos al cierre incluyen los siguientes conceptos:

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Activos por Impuestos Diferidos Relativos a Provisiones 8.640 2.993Activos por Impuestos Diferidos Relativos valor justo Propiedades, Planta y Equipos (no son al costo)

21.253 12.716

Activos por Impuestos Diferidos Relativos a Ingresos Pre Operativos 5.506 5.715Activos por Impuestos Diferidos Relativos a Pérdidas Tributarias 299 5.212Activos por Impuestos Diferidos Relativos a Intangibles 739 787Activos por Impuestos Diferidos Relativos a Instrumentos de Cobertura 0 4.067Activos por Impuestos Diferidos Relativos a Ingresos Diferidos 6.228 5.058Activos por Impuestos Diferidos Relativos a Otros 236 6.572

Activos por Impuestos Diferidos 42.901 43.120

Activos por Impuestos Diferidos

La recuperación de los saldos de activos por impuestos diferidos depende de la obtención de utilidades tributarias suficientes en el futuro. La Gerencia de la Sociedad considera que las proyecciones de utilidades futuras de ésta cubren lo necesario para recuperar estos activos. 19.2 Los pasivos por impuestos diferidos al cierre incluyen los siguientes conceptos:

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Pasivos por Impuestos Diferidos Relativos a Depreciaciones 97.134 92.322Pasivos por Impuestos Diferidos Relativos a Obligaciones por Beneficios Post-Empleo

1.057 982

Pasivos por Impuestos Diferidos Relativos a Intangibles 82.612 87.389Pasivos por Impuestos Diferidos Relativos a Intereses Capitalizables 19.038 16.271Pasivos por Impuestos Diferidos Relativos a Diferencias de Costo de Propiedades, Planta y Equipos en Filiales

37.714 26.701

Pasivos por Impuestos Diferidos por Diferencia de Costo Histórico Propiedades, Planta y Equipos Filial Gasoducto Nor Andino Argentina S.A.

22.894 25.634

Pasivos por Impuestos Diferidos Relativos a Otros 7.883 5.440Pasivos por Impuestos Diferidos 268.332 254.739

Pasivos por Impuestos Diferidos



64

NOTA 19 – IMPUESTOS DIFERIDOS (continuación) La Sociedad se encuentra potencialmente sujeta a auditorías tributarias al impuesto a las ganancias por parte de las autoridades tributarias de cada país. Dichas auditorías están limitadas a un número de períodos tributarios anuales, los cuales por lo general, una vez transcurridos dan lugar a la expiración de dichas revisiones. Las auditorías tributarias, por su naturaleza, son a menudo complejas y pueden requerir varios años. El siguiente es un resumen de los periodos tributarios, potencialmente sujetos a verificación: País PeriodoChile 2011-2016Argentina 2012-2016 19.3 Conciliación Tasa Efectiva Al 31 de diciembre de 2016 y 2015 la conciliación del gasto por impuesto es el siguiente: 19.3.1 Consolidado

ConceptoImpuesto

24%Tasa

EfectivaImpuesto

22,5%Tasa

EfectivakUSD % kUSD %

Impuesto teórico sobre resultado financiero 81.120 24,00 30.167 22,50

Gastos no aceptados 798 0,24 3.792 2,83 Otras diferencias permanentes (2.496) (0,74) (420) (0,31)Total Diferencias Permanentes (1.698) (0,50) 3.372 2,52 Gasto por Impuesto a la Renta 79.422 23,50 33.539 25,02

31/12/2016 31/12/2015

19.3.2 Entidades Nacionales

ConceptoImpuesto

24%Tasa

EfectivaImpuesto

22,5%Tasa

EfectivakUSD % kUSD %

Impuesto teórico sobre resultado financiero 80.238 24,00 29.763 22,50Gastos No Aceptados 0 0,00 1.069 0,81Otras Diferencias Permanentes (2.496) (0,74) (420) (0,32)Total Diferencias Permanentes (2.496) (0,74) 649 0,49 Gasto por Impuesto a la Renta 77.742 23,26 30.412 22,99

31/12/2016 31/12/2015



65

NOTA 19 – IMPUESTOS DIFERIDOS (continuación) 19.3 Conciliación Tasa Efectiva (continuación) 19.3.3 Entidades Extranjeras

ConceptoImpuesto

35%Tasa

EfectivaImpuesto

35%Tasa

Efectiva

kUSD % kUSD %Impuesto teórico sobre resultado financiero, Gasoducto Nor Andino Argentina S.A.

792 35,00 404 35,00

Gastos No Aceptados 798 35,26 2.723 236,90 Total Diferencias Permanentes 798 35,26 2.723 2 3 6 ,90

Gasto por Impuesto a la Renta 1.590 70,26 3.127 271,90

31/12/2016 31/12/2015

19.3.4 Efectos en resultado por impuesto a la renta e impuestos diferidos La composición del cargo a resultados por impuesto a la renta es el siguiente:

kUSD kUSDGasto Tributario Corriente (Provisión Impuesto) 25.712 21.953Impuesto Primera Categoría en el carácter de único Art.17 N° 8 38.472 0Impuesto Único Artículo 21 194 242Ajuste Gasto Tributario (Ejercicio Anterior) 0 3.329 Efecto por Activos o Pasivos por Impuesto Diferido del Ejercicio 8.899 21.881 Beneficio Tributario por Pérdidas Tributarias 4.913 (5.212)Diferencias Impuesto Otras Jurisdicciones 1.096 (1.050)Impuesto a las ganancias relativos a inversiones en instrumentos de patrimonio de otro resultado integral

136 (4.046)

Otros - Impuesto Unico Gastos Rechazados 0 (3.558)Total 79.422 33.539

31/12/2016 31/12/2015Item

19.3.4 Impuesto a las ganancias relacionado con otro resultado integral

kUSD kUSDImpuesto a las ganancias relativos a inversiones en instrumentos de patrimonio de otro resultado integral

(136) 4.046

Total (136) 4.046

31/12/2016 31/12/2015Item

19.4 Resultado Tributario de las Filiales Nacionales al término del periodo Al 31 de diciembre de 2016 kUSD 255.607 Al 31 de diciembre de 2015 kUSD 81.197



66

NOTA 20 – OTROS PASIVOS FINANCIEROS Préstamos que Devengan Intereses, Corrientes

T asa T asa 31/ 12/ 2016 31/ 12/ 2015 31/ 12/ 2016 31/ 12/ 2015 T o tal T o talEfect iva N o minal kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD

88006900-4Engie Energia Chile S.A.

Chile 0-E The Bank of New York M ellon EEUU USD Bullet 6,015 5,625 9.695 9.638 0 0 9.695 9.638


Chile 0-E The Bank of New York M ellon EEUU USD Bullet 5,228 4,500 5.011 6.335 0 0 5.011 6.335

14.706 15.973 0 0 14.706 15.973

344 575 2.383 2.453 2.727 3.028

15.050 16.548 2.383 2.453 17.433 19.001

T ipo A mo rt izació n

P réstamo s que D evengan Intereses, T o tal

T o tal

90 dí as a 1 año

R ut N o mbre P aí s R ut N o mbre

P asivo s de C o bertura (F o rward)

Entidad D eudo ra Entidad A creedo ra H asta 90 dí as

P aí s M o neda

Préstamos que Devengan Intereses No Corrientes

31/ 12/ 2016 31/ 12/ 2015 31/ 12/ 2016 31/ 12/ 2015 31/ 12/ 2016 31/ 12/ 2015 31/ 12/ 2016 31/ 12/ 2015

kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD


Chile 0-EThe Bank of New York M ellon (1)

EEUU USD Bullet 6,015 5,625 501.250 0 0 395.137 0 0 394.261 395.137 394.261


Chile 0-EThe Bank of New York M ellon (2)

EEUU USD Bullet 5,228 4,500 483.875 0 0 0 0 335.487 331.965 335.487 331.965

0 0 395.137 0 335.487 726.226 730.624 726.226

815 14.920 0 0 0 0 815 14.920

815 14.920 395.137 0 335.487 726.226 731.439 741.146P réstamo s que D evengan Intereses,T o tal

M ás de 5 año s T o tal a l

R ut N o mbre P aí s R ut N o mbre P aí s M o nedaT ipo

A mo rt i- zació n

3 a 5 año s

T asa Efect iva

Valo r N o minal

1 a 3 año s

T asa N o minal

P réstamo s que D evengan Intereses,Subto tal

P asivo s de C o bertura (F o rward)

Ent idad D eudo ra Ent idad A creedo ra

(1) Con fecha 17 de diciembre de 2010, EECL efectuó una emisión de bonos en el mercado internacional, por un monto total de USD 400.000.000, conforme a las normas de la Regla “144-A” (Rule 144-A) y las Regulación “S” (Regulation S) ambas de la ley de valores de los Estados Unidos de América (U.S. Securities Act. Of 1933). Se solicitó su inscripción en la Lista Oficial de la Bolsa de Comercio de Luxemburgo (Offical List of the Luxemburg Stock Exchange) y para ser transados en el Euro MTF Market de la Bolsa de Comercio de Luxemburgo. Los bonos contemplan un plazo de 10 años y una tasa de interés de 5,625%. Los intereses se pagarán semestralmente, comenzando el día 15 de julio de 2011 y el capital se amortizará en una sola cuota final el día 15 de enero de 2021.

(2) Con fecha 29 de octubre de 2014, EECL efectuó una emisión de bonos en el mercado internacional, por un monto total de USD 350.000.000, conforme a las normas de la Regla “144-A” (Rule 144-A) y las Regulación “S” (Regulation S) ambas de la ley de valores de los Estados Unidos de América (U.S. Securities Act. Of 1933). Se solicitó su inscripción en la Lista Oficial de la Bolsa de Comercio de Luxemburgo (Offical List of the Luxemburg Stock Exchange) y para ser transados en el Euro MTF Market de la Bolsa de Comercio de Luxemburgo. Los bonos contemplan un plazo de 10 años y una tasa de interés de 4,500%. Los intereses se pagarán semestralmente, comenzando el día 29 de enero de 2015 y el capital se amortizará en una sola cuota final el día 29 de enero de 2025.



67

NOTA 20 – OTROS PASIVOS FINANCIEROS (continuación) Préstamos que Devengan Intereses No Corrientes Valor Nominal Año 2016

0 a 1 año 1 a 3 año s 3 a 5 año sM ás de 5

año s

T asa 31/ 12/ 2016 31/ 12/ 2016 31/ 12/ 2016 31/ 12/ 2016

N o minal kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD


Chile 0-E The Bank of New York M ellon (1) EEUU USD Bullet 6,015 5,625 501.250 22.500 45.000 433.750 0 501.250


Chile 0-E The Bank of New York M ellon (2) EEUU USD Bullet 5,228 4,500 483.875 15.750 31.500 31.500 405.125 483.875

T o tal 985.125 38.250 76.500 465.250 405.125 985.125

T o talEntidad D eudo ra Entidad A creedo ra

R ut N o mbre P aí s R ut N o mbre P aí s M o nedaT ipo

A mo rt izació nT asa

Efect ivaValo r

N o minal

Año 2015

0 a 1 año 1 a 3 año s 3 a 5 año sM ás de 5

año s

T asa 31/ 12/ 2015 31/ 12/ 2015 31/ 12/ 2015 31/ 12/ 2015

N o minal kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD





T o tal 1.023.375 38.250 76.500 76.500 832.125 1.023.375

P aí s M o nedaT ipo

A mo rt izació nT asa

Efect ivaValo r

N o minalR ut N o mbre P aí s R ut N o mbre

Entidad D eudo ra Entidad A creedo raT o tal



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NOTA 21 – DERIVADOS Y OPERACIONES DE COBERTURA Al 31 de diciembre de 2016 y 2015, las operaciones de derivados financieros, que califican como instrumentos de cobertura, implicaron reconocer en el estado de situación financiera activos y pasivos de acuerdo al siguiente detalle:

Corriente No corriente Corriente No corriente Corriente No corriente Corriente No corrientekUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD

Cobertura Tipo de cambioCobertura f lujos de caja 2.742 0 2.727 815 1.498 54 3.028 14.920Total 2.742 0 2.727 815 1.498 54 3.028 14.920

Activo31/12/2016 31/12/2015

Activo Pasivo Pasivo

A continuación se detallan los instrumentos derivados financieros de cobertura y subyacente asociado:

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Forw ard Tipo de cambio Contratos de energía 75.000 65.000 Flujos de cajaForw ard Tipo de cambio Proyectos de inversión 167.666 404.115 Flujos de cajaSw ap Precio Commodity Contratos de energía 16.152 0 Flujos de caja

Naturaleza de Riesgos que están cubiertos

Detalle de Instrumentos de

Cobertura

Descripción de Instrumento de

CoberturaDescripción de Instrumentos

contra los que se cubre

Valor Razonable de Instrumentos contra los que

se cubre

Con relación a las coberturas de flujo de caja, al cierre del ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2016 y 2015, la Compañía no ha reconocido ganancias o pérdidas por inefectividad.



69

NOTA 21 – DERIVADOS Y OPERACIONES DE COBERTURA (continuación) Los contratos de derivados han sido tomados para proteger la exposición al riesgo del tipo de cambio. En el caso de los Forwards en que la compañía no cumpla con los requerimientos formales de documentación para ser calificados como de instrumentos de cobertura, los efectos son registrados en resultados. En el caso de los contratos de forwards que son calificados de cobertura de flujo de efectivo, se asocian con los pagos recibidos en virtud del contrato con EMEL y a los pagos de los contratos asociado al proyecto Infraestructura Energética Mejillones (IEM) y Contrato por compra y venta de combustible. Los instrumentos financieros registrados a valor justo en el estado de situación financiera se clasifican de acuerdo a su valor justo, según las jerarquías reveladas en Nota 3.7.1

31/12/2016 31/12/2016 31/12/2015 31/12/2015Valor Libro Valor Justo Valor Libro Valor Justo

kUSD kUSD kUSD kUSD

Efectivo en caja 93 93 92 92Saldos en Bancos 11.677 11.677 2.938 2.938Depósitos a corto plazo, clasif icados como equivalentes al efectivo

266.506 266.506 142.341 142.341

Otros activos f inancieros 3.281 3.281 1.585 1.585Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar corrientes, no corrientes

98.565 98.565 120.831 120.831

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas 6.024 6.024 5.059 5.059

Otros pasivos financieros 748.872 805.568 760.147 812.633Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar 157.972 157.972 154.716 154.716Cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes, no corrientes

31.352 31.352 17.227 17.227

Efectivo y equivalentes al efectivo

Activos financieros

Pasivos financieros

Instrumentos Financieros

31/12/2016 Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3kUSD kUSD kUSD kUSD

Activos Financieros a valor razonable con cambio en resultado 2.742 2.742 0 0

Total 2.742 2.742 0 0

Derivados f inancieros derivados como cobertura de flujo de caja 3.542 3.542 0 0

Total 3.542 3542 0 0

31/12/2015 Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3kUSD kUSD kUSD kUSD

Activos Financieros a valor razonable con cambio en resultado 1.552 1.552 0 0

Total 1.552 1.552 0 0

Derivados f inancieros derivados como cobertura de flujo de caja 17.948 17.948 0 0

Total 17.948 17948 0 0

Activos Financieros

Pasivos Financieros

Instrumentos Financieros Medidos a Valor Razonable

Activos Financieros

Pasivos Financieros

Instrumentos Financieros Medidos a Valor Razonable



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NOTA 21 – DERIVADOS Y OPERACIONES DE COBERTURA (continuación) Efectividad de la cobertura - Prospectiva: La efectividad de la cobertura deberá ser medida en forma prospectiva, simulando diferentes escenarios en la curva de tasas de interés USD-Libor, utilizando el método del "derivado hipotético", el cual consiste en estructurar un derivado de forma tal, que sea 100% efectivo en la cobertura del crédito sindicado. Los cambios del valor justo del derivado hipotético serán comparados con los cambios en el valor justo del "derivado real", el cual corresponde al que la Sociedad obtuvo en el mercado para cubrir el objeto de cobertura. El cociente del cambio en ambos valores justos atribuibles al riesgo cubierto, se deberá encontrar dentro del rango 80% - 125% a lo largo de la vida de la cobertura, para cumplir con la norma especificada en la lAS 39 de IFRS. Esta prueba se lleva a cabo en cada cierre contable, simulando diferentes escenarios en la curva de tasas de interés USD Libor, los cuales se detallan a continuación: Escenario 1: +10 bps. Escenario 2: +25 bps. Escenario 3: +50 bps. Los resultados obtenidos avalan que la efectividad esperada de la cobertura es alta ante cambios de los flujos de efectivo atribuibles al riesgo cubierto (tasa USD Libor), logrando satisfactoriamente la compensación. Efectividad de la cobertura - Retrospectiva: La efectividad de la cobertura deberá ser medida de forma retrospectiva, utilizando el método del derivado hipotético. Esta efectividad debe ser medida evaluando los cambios en el valor razonable del derivado hipotético y del derivado real, considerando los cambios reales ocurridos en el mercado de los inputs utilizados para la valoración. Inefectividad de la cobertura: La inefectividad en la cobertura corresponde a la diferencia entre el valor razonable del derivado real y del derivado hipotético, la cual deberá ser reconocida como utilidad o pérdida en los estados de resultados del periodo de medición. Si el porcentaje de efectividad llegara a caer fuera del rango 80% - 125% permitido por la norma, el derivado deja de calificar como derivado de cobertura, quedando éste como derivado de negociación y se deberá reconocer el valor justo y todos los cambios futuros en resultados.



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NOTA 22 – GESTION DE RIESGOS Política de Gestión de Riesgos Financieros

Como parte del desarrollo normal del negocio, EECL se encuentra expuesto a una serie de factores de riesgo que pueden impactar su desempeño y la condición financiera de la entidad, y que son monitoreados periódica y cercanamente por el Área de Riesgos y Seguros de la empresa.

EECL tiene establecido procedimientos de Gestión de Riesgos, donde se describen la metodología de evaluación y análisis de riesgos, incluyendo la construcción de la matriz de riesgos. Adicionalmente existe formalizado un Comité de Riesgos y Seguros que es responsable por la revisión, análisis y aprobación de la matriz de riesgos, además de proponer medidas de mitigación. La matriz de riesgos es actualizada y revisada trimestralmente y el monitoreo del avance de los planes de acción es realizado de forma permanente. Toda la gestión de riesgos es presentada al Directorio de la Compañía anualmente.

La estrategia de gestión de riesgos financieros de la Compañía está orientada a resguardar la estabilidad y sustentabilidad de EECL en relación a todos aquellos componentes de incertidumbre financiera o eventos de riesgos relevantes.

A continuación se resume la gestión de riesgo de mercado de la sociedad y sus filiales.

Factores de Riesgo

22.1 Riesgos de Mercado El riesgo de mercado es el riesgo de que el valor justo de los flujos de caja futuros de un instrumento financiero fluctúe debido a cambios en los precios del mercado. Por su parte, este se compone de cuatro tipos de riesgo: riesgo de tasas de interés, riesgo de tipo de cambio, riesgo de “commodities” y otros riesgos de precios (como el precio de las acciones).

Los instrumentos financieros expuestos al riesgo de mercado son principalmente préstamos y obligaciones bancarias, depósitos a plazo y fondos mutuos, e instrumentos financieros derivados.

22.1.1 Riesgo de Tipo de Cambio

El riesgo de tipo de cambio es el riesgo de que el valor de un activo o pasivo (incluyendo el valor justo de los flujos de caja futuros de un instrumento financiero) fluctúe debido a las variaciones de los tipos de cambio.

En el período terminado al 31 de diciembre de 2016, EECL mantiene contratos de cobertura (“forward”) con bancos con el fin de disminuir fluctuaciones de tipo de cambio dólar/euro y dólar/unidad de fomento.

Con el fin de disminuir la exposición a la volatilidad del tipo de cambio, la Compañía definió en su Política de Inversiones de Excedentes de Caja que al menos el 80% de los excedentes de caja deben ser invertidos en dólares de Estados Unidos. Esta política permite contribuir a lograr una cobertura natural de los compromisos u obligaciones en dólares. Al 31 de diciembre de 2016, un 99,01% de las cuentas corrientes e inversiones de corto plazo asociadas al manejo de caja estaban denominadas en dólares estadounidenses. La exposición de la Compañía a otras monedas extranjeras no es material.



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NOTA 22 - GESTION DE RIESGOS (continuación) 22.1.2 Riesgo de Tasa de Interés

El riesgo de tasas de interés es el riesgo generado por cambios en el valor justo de los flujos de caja en los instrumentos financieros del balance, debido a los cambios de las tasas de interés del mercado. La exposición al riesgo de tasa de interés se produce principalmente por la deuda a largo plazo a tasas de interés flotante. La sociedad y sus filiales administran el riesgo de tasas de interés a través de coberturas de tasas de interés (Interest Rate Swaps o IRS), con los que la Compañía acepta intercambiar, en forma periódica, un monto generado por las diferencias entre una tasa fija y una tasa variable calculadas sobre un nocional acordado. Al 31 de diciembre de 2016, la deuda financiera del grupo EECL se encuentra denominada en un 100% a tasa fija.

31/12/2016 31/12/2015Tasa de interés f ijo 100,00% 100,00%Tasa de interés variable 0,00% 0,00%

Total 100% 100%

22.2 Riesgo de Precio de Acciones Al 31 de diciembre de 2016 y 2015, EECL y sus filiales no poseen inversiones en instrumentos de patrimonio.

22.3 Riesgo de Precio de Combustibles La Compañía está expuesta a la volatilidad de precios de ciertos commodities, ya que sus actividades de generación requieren un suministro continuo de combustibles fósiles, principalmente carbón, petróleo diésel y gas natural licuado con precios internacionales que fluctúan de acuerdo a factores de mercado ajenos a la compañía. Las compras de carbón se realizan en su mayoría de acuerdo a contratos anuales, cuyos precios se encuentran vinculados a indexadores tradicionales en el mercado internacional del carbón. Las compras de petróleo diésel y ciertas compras de gas natural licuado se realizan con precios basados en los valores internacionales del petróleo (WTI o Brent). Asimismo, la compañía cuenta con un contrato de compra de gas natural licuado a largo plazo con precios vinculados a Henry Hub.

Dado que EECL es predominantemente una empresa de generación termoeléctrica, el precio de los combustibles es un factor clave para el despacho de sus centrales, su costo medio de generación y los costos marginales del sistema eléctrico en que opera. Por esta razón, la compañía tiene como política introducir en todos sus contratos de venta de electricidad, mecanismos de indexación de precio sobre la base de las fluctuaciones de precios de los combustibles relevantes en la determinación de sus costos variables de operación. De esta forma, la compañía procura alinear sus costos de generación con los ingresos asociados a sus ventas de energía contratada. La empresa adicionalmente ha tomado contratos de productos derivados para cubrir las exposiciones de sus resultados y flujos de caja ante la volatilidad de precios en las transacciones de compra y venta de combustible que ha efectuado. Por ello su exposición al riesgo de commodities se encuentra mitigada en gran medida, por lo que no se realizan análisis de sensibilidad.



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NOTA 22 - GESTION DE RIESGOS (continuación) 22.4 Riesgo de Crédito Nuestros ingresos dependen de ciertos clientes significativos

La mayor parte de nuestras ventas corresponden a grandes clientes mineros. Estas ventas son controladas por Contratos, lo que genera como consecuencia depender de la capacidad de estos clientes y el cumplimiento de sus obligaciones contractuales con nosotros.

La disminución en el precio del cobre y otras materias primas podrían afectar de manera desfavorable los ingresos y los resultados financieros de nuestros clientes, causando operaciones de minería reducidas y la demanda asociada a la electricidad, que podría afectar negativamente nuestra condición financiera, resultados operacionales y flujos de caja.

22.5 Deudores por Venta El riesgo de crédito es administrado por cada unidad de negocio sujeto a la política, procedimientos y controles establecidos por la Compañía, relacionado a la administración del riesgo de crédito de los clientes. Los límites de crédito están establecidos para todos los clientes basados en las políticas internas, los cuales son evaluados en forma periódica. Los deudores por venta son monitoreados en forma regular en función a su desempeño, considerando los precios internacionales de los minerales y otros factores relevantes; y para las compañías generadoras, en función de su capacidad de generación y su deuda. El deterioro o impairment es analizado en cada fecha de reporte de manera individual para todos los clientes relevantes. La exposición máxima al riesgo de crédito a la fecha de reporte es el valor corriente de los deudores por venta. La Compañía ha evaluado que la concentración de riesgo con respecto a los deudores por venta califica como nivel aceptable, ya que los clientes son principalmente grandes compañías mineras y compañías generadoras y distribuidoras de electricidad de elevada solvencia.

22.6 Activos Financieros y Derivados El riesgo de crédito al que se encuentra expuesta la Compañía, por las operaciones con bancos e instituciones financieras en cuentas corrientes, depósitos a plazo, fondos mutuos y derivados financieros, es administrado por la gerencia corporativa de finanzas de acuerdo con la política de la Compañía. Las inversiones sólo pueden ser realizadas con contrapartes autorizadas y dentro de los límites de crédito asignados por contraparte. Asimismo, la compañía cuenta con límites por plazo y de diversificación de riesgos por contraparte financiera. Los límites de crédito para cada contraparte son determinados en función de la clasificación de riesgo nacional o internacional e indicadores de liquidez y solvencia de cada institución y son revisados periódicamente por la administración. Los límites son establecidos para minimizar la concentración de riesgos, y por lo tanto mitigar las pérdidas ante un potencial incumplimiento de las contrapartes.

22.7 Riesgo de Liquidez El riesgo de liquidez está relacionado con las necesidades de fondos para hacer frente a las obligaciones de pago. El objetivo de la sociedad es mantener un equilibrio entre disponibilidad de fondos y flexibilidad financiera a través de flujos operacionales normales, préstamos, inversiones de corto plazo y líneas de crédito. La sociedad evalúa en forma recurrente la concentración de riesgo con respecto al refinanciamiento de deudas. Actualmente, la compañía no tiene vencimientos significativos de deuda hasta el año 2021 y cuenta con efectivo e inversiones de corto plazo por montos que exceden con holgura sus compromisos financieros de corto plazo. Asimismo, cuenta con líneas bancarias no comprometidas firmando en diciembre de 2014 una línea de crédito comprometida con el Banco Chile por un monto de UF 1.250.000 y en junio de 2015 una línea de crédito comprometida de largo plazo con los bancos Mizuho, BBVA, Citibank, Caixabank y HSBC que permite a la compañía girar préstamos por un monto total de hasta USD270 millones con un plazo total de hasta cinco años. Debido a lo anterior, se considera que el riesgo de liquidez de la compañía actualmente es bajo.



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NOTA 22 - GESTION DE RIESGOS (continuación) 22.8 Seguros

Mantenemos seguros que cubren nuestras propiedades, operaciones, terceros, directores y ejecutivos, personal y negocios.

Para los daños materiales e interrupción del negocio, mantenemos pólizas de Todo Riesgo Operación para EECL y afiliadas que han sido reaseguradas dentro del programa regional de seguros de EECL, pero que han sido legalmente constituidas en Chile con una aseguradora local. Esta póliza cubre nuestros activos físicos, tales como plantas, oficinas, subestaciones, así como el costo de la interrupción del negocio. La póliza incluye cobertura para los riesgos de avería de maquinaria, incendio, explosiones y riesgos de la naturaleza. EECL dispone de límites adicionales para los riesgos de la naturaleza. Las principales ventajas de participar del programa regional de seguros de EECL (que incluye compañías de energía del grupo ENGIE en Chile, Brasil, Argentina y Perú) son la mayor capacidad de negociación al concentrar demanda en una única póliza (incluyendo durante los reclamos de los siniestros), la mayor estabilidad en las primas por un efecto portafolio, y el soporte de los expertos en seguros de ENGIE a nivel regional.

Además, nuestra empresa y sus filiales cuentan con cobertura para sus actividades de transporte bajo una póliza de seguro de carga con límites que varían según el tipo de mercancías transportadas (carbón, gas natural o bienes), y seguro de responsabilidad de un fletador global que abarque la protección e indemnización de riesgos y daños al buque. Adicionalmente, tenemos una póliza de seguro de responsabilidad civil general, incluyendo la responsabilidad del empleador, falla de suministro y el seguro de responsabilidad de accidente automovilístico. Directores y ejecutivos son asegurados bajo una póliza de Responsabilidad Civil de Administradores (D&O).

La Compañía también contrató otros programas de seguros, tales como seguros de vida y de accidentes para los empleados y pólizas para vehículos, edificios y contenidos y equipos electrónicos.

Los proyectos poseen seguro de Todo Riesgo de Construcción incluyendo daños consecuenciales por atraso en las obras (DSU), Responsabilidad Civil, Responsabilidad Civil Empleador y Transporte incluyendo, asimismo, daños consecuenciales por atraso en las obras (DSU).

22.9 Clasificación De Riesgo

Al 31 de diciembre de 2016, EECL contaba con las siguientes clasificaciones de riesgo:

Clasificación de Riesgo Internacional Solvencia PerspectivasStandard and Poor's BBB EstableFitch Ratings BBB Estable

Clasificación de Riesgo Nacional Solvencia Perspectivas AccionesFeller - Rate A+ Estable 1° Clase Nivel 2Fitch Ratings A+ Estable 1° Clase Nivel 2

Con fecha 11 de julio de 2016, Standard & Poor’s ratificó la clasificación de riesgo internacional de Engie Energía Chile en BBB con perspectiva estable. Asimismo, el día 13 de julio de 2016, Fitch Ratings ratificó la clasificación de deuda de largo plazo de la compañía en BBB con perspectiva estable en la escala internacional y en A+ en la escala nacional. Fitch Ratings también clasificó las acciones de Engie Energía Chile en 1ª Clase Nivel 2. En diciembre de 2016, Feller Rate confirmó la clasificación de solvencia de la compañía en A+ con perspectiva estable y sus acciones en 1ª Clase Nivel 2.



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NOTA 23 – CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR Los acreedores comerciales y otras cuentas por pagar se detallan a continuación.

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Facturas por Pagar a Proveedores Extranjeros 7.923 2.355Facturas por Pagar a Proveedores Nacionales 61.549 81.156Dividendos por pagar 6.069 6.968Facturas por Recibir por compras Nacionales 58.465 41.369Facturas por Recibir por compras Extranjeros 23.966 22.868

Total 157.972 154.716

Cuentas por Pagar Comerciales y Otras Cuentas por Pagar, Corriente

El valor libro de estas obligaciones no difiere en forma significativa a su valor razonable, debido a que se pagan en 30 días promedio. NOTA 24 – PROVISIONES CORRIENTES POR BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Provisión de Vacaciones 5.557 4.448Provisión Bonif icación Anual 6.573 7.971Descuentos Previsionales y de Salud 696 734Retención Impuestos 431 370Otras Remuneraciones 6.910 4.588Total 20.167 18.111

Provisiones Corrientes por Beneficios a los Empleados



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NOTA 25 – OTROS PASIVOS NO FINANCIEROS Los Otros Pasivos No Financieros Corrientes se detallan a continuación.

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

IVA débito f iscal 595 6.983Impuestos de retención 766 722Ingresos anticipados 8 8Ingreso anticipado contrato GTA con Solgas S.A. (1) 264 264 Total 1.633 7.977

Otros Pasivos no Financieros, Corrientes

(1) Producto de la venta de la filial Solgas S.A., ENGIE ENERGIA CHILE S.A. hizo un cobro anticipado del contrato de transporte y venta de gas (GTA). El valor libro de estas obligaciones no difiere en forma significativa a su valor razonable, debido a que se pagan en 60 días promedio. Los Otros Pasivos No Financieros No Corrientes se detallan a continuación.

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Ingresos Garantía (1) 5.012 5.026 Total 5.012 5.026

Otros Pasivos no Financieros no Corrientes

(1) Indemnización compensatoria en repuestos entregados para futuras mantenciones debido al atraso en la entrega de unidad térmica (CTM 2) y Central Tamaya; los que se encuentran registrados en el Rubro Inventarios (Ver Nota N° 11)



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NOTA 26 – OTRAS PROVISIONES NO CORRIENTES

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Saldo inicial 1.501 2.278Movimiento (267) (777)Subtotal 1.234 1.501

Saldo inicial 17 19Movimiento (17) (2)Subtotal 0 17

Inspección General CTA 3.099 3.099Inspección General CTH 3.099 3.099Subtotal 6.198 6.198

Saldo Inicial 1.787 1636Movimiento (265) 151 Subtotal 1.522 1.787

Total 8.954 9.503

Inspección General Unidades

Contrato GTA

Otras Provisiones No Corriente

Contingencia Tributaria Gasoducto Nor Andino S.A. (1)

(1) Ver Nota 40.5.1

Seguro Desgravamen

NOTA 27 – PROVISIONES NO CORRIENTES POR BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS El saldo del rubro obligaciones por beneficios a los empleados se compone de la siguiente manera:

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Indemnización por Años de Servicio 240 292

Total 240 292

Provisiones no Corrientes por Beneficios a los Empleados

Los cambios en la obligación por beneficio son los siguientes

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Saldo Inicial 292 433Costo por Intereses por Obligación de Beneficios Definidos 9 11Costo Beneficio del Plan Definido 12 14Pagos del Periodo (72) (84)Indemnización por Años de Servicio Actuarial (valorización a tasa de cierre) (1) (82)Total 240 292




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NOTA 27 – PROVISIONES NO CORRIENTES POR BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS (continuación) Gastos Reconocidos en el Estado de Resultados

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Costo por Intereses por Obligación de Beneficios Definidos 12 11 Egresos ordinarios y gastos de administraciónCosto beneficio del Plan Definido 13 14 Egresos ordinarios y gastos de administraciónTotal 25 25


Línea del Estado de Resultados en que se ha reconocido

Las hipótesis actuariales Hipótesis Actuariales Utilizadas 31/12/2016 31/12/2015Tasa de descuento nominal 1,63% 1,63%Tasa esperada de incremento salarial Variación IPC Tasa Variación IPC TasaTasa de rotación 1,36% 1,36%Edad de jubilación Mujeres 60 Años 60 AñosEdad de jubilación Hombres 65 Años 65 AñosTabla de mortalidad RV-2009 RV-2009 NOTA 28 – PATRIMONIO El Capital de la Sociedad está representado por 1.053.309.776 acciones de serie única, emitidas, suscritas y pagadas, y sin valor nominal, con cotización oficial en las bolsas de valores chilenas. La Sociedad no ha realizado emisiones de acciones o de instrumentos convertibles durante el período que hagan variar el número de acciones vigentes al 31 de diciembre de 2016.

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Inversión f iliales, combinación de negocios (1) 327.043 327.043Cobertura f lujo de efectivo neto de impuestos (3.708) (18.806)

Total 323.335 308.237

Otras Reservas del Patrimonio

(1) Incremento en capital a valor justo producto de la adquisición de filiales Electroandina S.A., Gasoducto Nor Andino SpA., Gasoducto Nor Andino Argentina S.A., Central Termoeléctrica Andina S.A., Inversiones Hornitos S.A., el 29 de diciembre de 2009. 28.1 Política de Dividendos EECL tiene una política de dividendos flexible que consiste en distribuir a lo menos el dividendo mínimo obligatorio de 30% en conformidad a la ley y los estatutos sociales. En la medida que la situación de los negocios sociales así lo permita y, siempre teniendo en consideración los proyectos y planes de desarrollo de la compañía, se podrá acordar la distribución de dividendos provisorios o definitivos en exceso del dividendo mínimo obligatorio. Sujeto a las aprobaciones pertinentes, la compañía intenta pagar dos dividendos provisorios más el dividendo definitivo en mayo de cada año. En relación a la Circular N° 1945 y N° 1983 de la Superintendencia de Valores y Seguros, el Directorio de la Sociedad acordó que la utilidad líquida distribuible será lo que se refleja en los estados financieros como Utilidad del Ejercicio atribuible a los tenedores de acciones, sin efectuar ajustes sobre las mismas. La utilidad distribuible al 31 de diciembre de 2016 y 2015, fue de kUSD 254.830 y kUSD 94.169, respectivamente.



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NOTA 28 – PATRIMONIO (Continuación) 28.1 Política de Dividendos (continuación) El 28 de abril de 2015 nuestros accionistas aprobaron el reparto de dividendos por un monto equivalente al 30% de la utilidad neta del ejercicio fiscal 2014. El 29 de septiembre de 2015 el directorio de ENGIE ENERGIA CHILE S.A. aprobó la distribución de un dividendo provisorio con cargo a las utilidades del ejercicio 2015 por la cantidad total de kUSD 13.500. El 16 de diciembre de 2015 el directorio de ENGIE ENERGIA CHILE S.A. aprobó la distribución de un dividendo provisorio con cargo a las utilidades del ejercicio 2015 por la cantidad total de kUSD 8.000. El 26 de abril de 2016 nuestros accionistas aprobaron el reparto de dividendos por un monto equivalente al 30% de la utilidad neta del ejercicio fiscal 2015, por la cantidad total de kUSD 6.751. El 26 de abril de 2016 el directorio de ENGIE ENERGIA CHILE S.A. aprobó la distribución de un dividendo provisorio con cargo a las utilidades del ejercicio 2016 por la cantidad total de kUSD 63.600. En conformidad a lo establecido en IFRS, existe una obligación legal y asumida que requiere la contabilización de un pasivo al cierre de cada ejercicio de un dividendo mínimo establecido de un 30% de la utilidad líquida. La Sociedad registró al 31 de diciembre de 2016 y 2015, con cargo a utilidades acumuladas, la suma de kUSD 76.449 y kUSD 28.251 respectivamente.

31/12/2016kUSD

28.251 (28.251) (63.600) (12.849)

(76.449)

31/12/2015kUSD

19.681 Pago dividendos (19.681)

(13.500) (8.000) (6.751)

(28.251)

Dividendo provisorio

Total Dividendos

Pago dividendos provisorios 2016

Dividendos

Provisión 30% legal año 2016

Total Dividendos

Reverso provisión 30% legal año 2015

Dividendos

Provisión 30% legal año 2014

Pago dividendos

Provisión 30% legal año 2015Provisión dividendo provisorio

28.2 Gestión de Capital El objetivo social es mantener un adecuado equilibrio que permita mantener un suficiente monto de capital para apoyar las operaciones y proporcionar un prudente nivel de apalancamiento, optimizando el retorno a sus accionistas y manteniendo una sólida posición financiera. Los requerimientos de capital son incorporados en base a las necesidades de financiamiento de la Sociedad, cuidando mantener un nivel de liquidez adecuado y cumpliendo con los resguardos financieros establecidos en los contratos de deudas vigentes.



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NOTA 29 – PARTICIPACION NO CONTROLADORAS El siguiente es el detalle de las participaciones de la no controladora al 31 de diciembre de 2016 y de 2015.

% % kUSD kUSD kUSD kUSD76.009.698-9 Inversiones Hornitos S.A. Chile 40,00% 40,00% 83.641 96.326 3.746 6.38076.248.882-5 Cobia del Desierto de Atacama SpA (1) Chile 0 30,00% 0 (1) 0 (11)

83.641 96.325 3.746 6.369

31/12/2016 31/12/2015

Ganancia (Pérdida) Atribuible a Participación no Controladora

Rut Nombre SociedadPaís de Origen

Porcentaje de Participación en Subsidiarias de la Participación

no Controladora

Participación no Controladora en Patrimonio

31/12/2016 31/12/2015 31/12/2016 31/12/2015

Total

31/12/2016kUSD

41.075 (24.645)

16.430Total Dividendos Atribuible a la Participación no Controladora

Dividendos Participación no Controladora

Total dividendosPago atribuible al controlador (ENGIE)

(1) Con fecha 20 de junio de 2016, EECL vendió su participación en Cobia del Desierto de Atacama SpA.



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NOTA 30 – INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS Ingresos Ordinarios

kUSD kUSDVentas de energía y potencia 878.067 946.279Venta y transporte de gas 11.159 104.870Venta de Combustible 2.934 619Venta de peajes 51.286 54.178Arriendo instalaciones 308 2.887Servicios Portuarios 10.409 10.578Otras ventas 13.281 23.286Total 967.444 1.142.697

31/12/2016 31/12/2015Ingresos Ordinarios

Ingresos por Principales Clientes

kUSD kUSDGrupo CODELCO 298.364 30,84% 299.314 26,19%Grupo EMEL 204.130 21,10% 237.644 20,80%Grupo AMSA (1) 168.013 17,37% 204.118 17,86%El Abra 59.952 6,20% 90.938 7,96%Grupo GLENCORE 60.117 6,21% 61.999 5,43%Otros clientes 176.868 18,28% 248.684 21,76%Total Ventas 967.444 100,00% 1.142.697 100,00%

31/12/2016 31/12/2015%Principales Clientes %

(1) Minera Zaldivar SpA, Minera Michilla SpA, Centinela y Antucoya son operadas por el Grupo AMSA.

kUSD kUSDVentas de energía y potencia 878.067 946.279Otros ingresos 89.377 196.418

Total Ventas 967.444 1.142.697

31/12/2016 31/12/2015Servicios



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NOTA 31 – COSTOS DE VENTA Costos de Venta

kUSD kUSDCostos de combustibles y lubricantes 315.316 367.886Costos de energía y potencia 132.880 137.228Sueldos y salarios 26.151 27.302Beneficios anuales 10.775 10.676Otros beneficios del personal 13.467 10.713Obligaciones post empleo 11 11Costo Venta Combustibles 10.190 68.006Transporte de Gas 4.663 3.514Servicio Muelle 17.710 17.681Servicios de Mantención y Reparación 11.472 18.732Servicios de Terceros 11.251 19.068Asesorías y Honorarios 1.175 1.565Operación y Mantenimiento Gasoductos 3.734 4.945Costo Peaje 45.191 33.760Depreciación propiedad, planta y equipo 116.284 116.003Depreciación repuestos 1.511 2.339Amortización Intangibles 17.204 17.300Contribuciones y patentes 2.443 3.922Seguros 14.374 15.509Otros egresos 34.885 48.552Total 790.687 924.712

Costos de Venta31/12/2016 31/12/2015



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NOTA 32 – OTROS INGRESOS Y EGRESOS DE LA OPERACION Otros Ingresos y Egresos de la Operación

kUSD kUSDArriendos 370 367Venta de agua 2.172 2.252Venta de propiedades, planta y equipo 16.514 31Venta de materiales 33 61Venta f ilial Transmisora Electrica del Norte S.A. (Nota 15) 186.707 0Ingresos por créditos de fuente extranjera 0 1.692Otros Ingresos 2.566 6.313Total 208.362 10.716

Otros Ingresos y Egresos de la Operación31/12/201531/12/2016

NOTA 33 – GASTOS DE ADMINISTRACION Gastos de Administración

kUSD kUSDSueldos y salarios 11.720 11.940Beneficios anuales 3.145 3.756Otros beneficios del personal 890 4.352Obligaciones post empleo 14 14Servicios de terceros y asesorías 6.896 15.827Honorarios 414 1.248Depreciación propiedad, planta y equipo 4.548 2.536Contribuciones y patentes 145 201Seguros 49 76Otros 7.537 12.137Total 35.358 52.087

Gastos de Administración31/12/2016 31/12/2015

NOTA 34 – GASTOS DEL PERSONAL Gastos del personal

kUSD kUSDSueldos y salarios 37.871 39.242Beneficios anuales 13.920 14.432Otros beneficios del personal 14.357 15.065Obligaciones post empleo 25 25Total 66.173 68.764

Gastos del Personal31/12/2016 31/12/2015



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NOTA 35 – OTROS GASTOS Otros Gastos

kUSD kUSDProvisión Incobrables 144 62Baja por Venta de Propiedades, Planta y Equipo 2.305 0Baja de Propiedades, Planta y Equipo 2.520 0Baja Activos Unidad 16 8.797 0Deterioro Económico 23.687 0Gastos Proyectos Desarrollo 5.900 0Multas Fiscales 38 2Total 43.391 64

Otros Gastos31/12/201531/12/2016

NOTA 36 – INGRESOS FINANCIEROS Ingresos Financieros

kUSD kUSDIntereses f inancieros 2.069 1.957Intereses f inancieros leasing 10 180Intereses por operaciones sw ap 61 403Total 2.140 2.540

Ingresos Financieros31/12/201531/12/2016

NOTA 37 – COSTOS FINANCIEROS Costos Financieros

kUSD kUSDIntereses Financieros 26.727 37.223

Total 26.727 37.223

Costos Financieros31/12/2016 31/12/2015



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NOTA 38 – DIFERENCIAS DE CAMBIO El detalle de los rubros de activos y pasivos que dan origen a diferencias de cambios y resultados por unidades de reajuste son los siguientes al 31 de diciembre de 2016 y 2015.

kUSD kUSD

Efectivo y Equivalentes al Efectivo CLP (16.545) 1.114 Efectivo y Equivalentes al Efectivo EUR 7.621 878 Efectivo y Equivalentes al Efectivo Peso Argentino 61 (222)Efectivo y Equivalentes al Efectivo UF 5.105 0Deudores Comerciales y Otras Cuentas por Cobrar, Corriente CLP 4.588 (7.807)Deudores Comerciales y Otras Cuentas por Cobrar, Corriente EUR 76 129 Deudores Comerciales y Otras Cuentas por Cobrar, Corriente GBP (11) (6)Deudores Comerciales y Otras Cuentas por Cobrar, Corriente YEN (7) 855 Deudores Comerciales y Otras Cuentas por Cobrar, Corriente UF 1 (108)Activos por Impuestos Corrientes CLP 24 24 Activos por Impuestos Corrientes Peso Argentino (381) (1.103)Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas, corriente UF 2.706 0Otros Activos No Financieros CLP 265 (1.324)Otros Activos No Financieros Peso Argentino (223) (381)Otros Activos No Financieros EUR (63) (669)Otros Activos No Financieros GBP 0 (4)Otros Activos No Financieros YEN 30 (192)Otros Activos Financieros, Corriente CLP (22) (3.960)Deudores Comerciales y Otras Cuentas por Cobrar, No Corriente CLP 1 (3)Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas, No corriente CLP 116 0Otros Activos, Corrientes CLP (12) (32)Otros Activos, Corrientes Peso Argentino 0 (5)

3.330 (12.816)

Cuentas por Pagar Comerciales y Otras Cuentas por Pagar, Corriente CLP (202) 2.064 Cuentas por Pagar Comerciales y Otras Cuentas por Pagar, Corriente EUR (742) (60)Cuentas por Pagar Comerciales y Otras Cuentas por Pagar, Corriente GBP 156 226 Cuentas por Pagar Comerciales y Otras Cuentas por Pagar, Corriente YEN (606) (306)Cuentas por Pagar Comerciales y Otras Cuentas por Pagar, Corriente UF (25) (161)Cuentas por Pagar Comerciales y Otras Cuentas por Pagar, Corriente Peso Argentino 18 82 Pasivos por Impuestos, Corriente CLP 0 0Pasivos por Impuestos, Corriente Peso Argentino 209 0Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas, Corriente CLP 0 (37)Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas, No Corriente CLP (116) 0Otros Pasivos No Financieros CLP 580 942 Pasivo por Impuestos Diferidos Peso Argentino 23 44 Provisiones por Beneficios a los empleados CLP (728) 1.314 Provisión Beneficio Empleados (IAS) CLP (20) 128 Otras Provisiones CLP 0 3 Otras Provisiones Peso Argentino 269 787

(1.184) 5.026 2.146 (7.790)

Total PasivosTotal Diferencias de Cambio

Diferencias de Cambio Moneda

Total Activos

Activos

Pasivos

31/12/2016 31/12/2015



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NOTA 39 – GANANCIA POR ACCION

kUSD kUSD

Ganancia (Pérdida) Atribuible a los Tenedores de Instrumentos Participación en el Patrimonio Neto de la Controladora

254.830 94.169

Resultado Disponible para Accionistas Comunes, Básico 254.830 94.169Promedio Ponderado de Acciones, Básico 1.053.309.776 1.053.309.776Ganancia por Acción Básica USD 0,242 USD 0,089

Informaciones a Revelar sobre Ganancias por Acción Básica31/12/2016 31/12/2015

Accionistas de la Sociedad

Nombre de los Mayores Accionistas al 31-12-2016Número de Acciones

Participación

ENGIE Chile S.A. 555.769.219 52,76%Banco de Chile por cuenta de terceros no residentes 28.896.999 2,78%Banco Itaú Corpbanca por cuenta de Inversionistas extranjeros 28.220.594 2,36%Moneda S.A. AFI para Pionero Fondo de Inversión 25.416.000 2,13%AFP Provida S.A. Fondo Tipo C 22.382.859 2,09%AFP Cuprum S.A. Fondo Tipo A 19.328.572 2,08%Larrain Vial S.A. Corredora de Bolsa 18.951.964 1,88%AFP Habitat S.A Fondo Tipo B 18.403.065 1,75%AFP Provida S.A. Fondo Tipo B 18.248.613 1,73%AFP Habitat S.A Fondo Tipo C 17.775.415 1,69%AFP Cuprum S.A. Fondo Tipo C 17.181.291 1,63%AFP Capital S.A Fondo Tipo C 16.566.969 1,57%Otros accionistas 266.168.216 25,55%

Total 1.053.309.776 100,00%



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NOTA 40 – GARANTIAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS, OTROS ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES Y OTROS 40.1 Garantías Directas

2016 2015kUSD kUSD

Secretaría Regional Ministerial de Bienes Nacionales Boleta de Garantía 34.039 17.165Director General del Territorio Marino Póliza de Garantía 1.810 2.451Sierra Gorda Boleta de Garantía 1.500 1.500Director Regional de Vialidad Boleta de Garantía 0 46Innova Chile Boleta de Garantía 0 37Goodyear de Chile SAIC Boleta de Garantía 0 11Soc. Contractual Minera Atacama Kozan Boleta de Garantía 0 11ENAP Refinerías S.A. Boleta de Garantía 0 20.765SQM S.A. Boleta de Garantía 0 950Cementos Bicentenario S.A. Boleta de Garantía 150 0CGE Distribución S.A. Boleta de Garantía 4.589 0Clinica Las Condes S.A. Boleta de Garantía 151 0Indura S.A. Boleta de Garantía 20 0Total 42.259 42.936

Acreedor de la Garantía Tipo de Garantía

Saldos Pendientes de Pago a la Fecha de Cierre de los

Estados Financieros

No se cuenta con activos comprometidos. 40.2 Garantías Indirectas Al cierre de los estados financieros la Sociedad mantiene garantías indirectas por la Filial Transmisora Eléctrica del Norte S.A. (TEN).

2016 2015kUSD kUSD

Banco Chile Aval y Fianza Solidaria 56.000 56.000Banco BCI * Aval y Fianza Solidaria 2.441 10.000Banco Santander ** Aval y Fianza Solidaria sin tope sin topeAlstom Grid Chile S.A. Garantía Corporativa 273.423 261.760Ing. y Contruc.Sigdo Koppers S.A. Garantía Corporativa 320.240 305.867Total 652.104 633.627

Acreedor de la Garantía Tipo de Garantía

Saldos Pendientes de Pago a la Fecha de Cierre de los

Estados Financieros

* Aval y fianza solidaria en favor del Banco BCI por el valor de mercado de los instrumentos de derivados (forward) por hasta kUSD 10.000 con contragarantía de Red Eléctrica Internacional S.A. por kUSD 5.000 ** Aval y fianza solidaria en favor del Banco Santander por el valor de mercado de los instrumentos de derivados (forward) por hasta un 50% del valor de éstos.



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NOTA 40 – GARANTIAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS, OTROS ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES Y OTROS (continuación) 40.3 Cauciones Obtenidas de Terceros

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Siemens S.A. Garantía f iel cumplimiento contrato 2.062 65Fuel Tech Garantía f iel cumplimiento contrato 357 2.876Somacor S.A. Garantía f iel cumplimiento contrato 206 194Mantenimiento Técnico Industrial Ltda. Garantía f iel cumplimiento contrato 328 348SK Engineering & Const.Co. Ltd. Garantía f iel cumplimiento contrato 217.121 103.734Grid Solutions Chile S.A. Garantía f iel cumplimiento contrato 1.726 0Alstom Grid Chile S.A. Garantía f iel cumplimiento contrato 0 463B.Bosch S.A. Garantizar período de garantía 469 1.485Red Eléctrica Chile SpA Contragarantía 28.000 0Red Eléctrica Internacional S.A. Contragarantía 5.000 0Copec Garantía f iel cumplimiento contrato 1.968 1.804Ing. y Contruc.Sigdo Koppers S.A. Garantía f iel cumplimiento contrato 0 239Accion Energía Chile S.A. Garantía 670 0ABB S.A. Garantía f iel cumplimiento contrato 455 0Recycling Innovation and Technologies Garantía f iel cumplimiento contrato 2.000 2.000Varios Cumplimiento de contratos en general 3.860 2.079

264.222 115.287

Soc.Marítima Somarco Ltda. Contrato servicios cancha carbón y puerto 0 193Copec Garantía f iel cumplimiento contrato 400 400Adecco Administración y Servicios Ltda. Garantía f iel cumplimiento de contrato 147 139Varios Cumplimiento de contratos en general 23 8

570 740

Copec Garantizar f iel cumplimiento de contrato 157 144Emp. Constructora Belf i S.A. Garantizar f iel cumplimiento de contrato 26.184 24.429Varios Cumplimiento de contratos en general 127 96

26.468 24.669

Copec Garantizar f iel cumplimiento de contrato 157 144Soc.Mantención y Reparación S.A. Garantizar f iel cumplimiento de contrato 52 0Otros Fiel cumplimiento del contrato 114 131Sub total 323 275

291.583 140.971Total

A favor de Central Termoeléctrica Andina S.A.

Sub total A favor de Inversiones Hornitos S.A.

Nombre

A favor de ENGIE ENERGIA CHILE S.A.

Sub total A favor de Electroandina S.A.

Sub total



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NOTA 40 – GARANTIAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS, OTROS ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES Y OTROS (continuación) 40.4 Restricciones EECL registra en sus libros la emisión de un bono por valor de USD 350.000.000,00 emitido en octubre de 2014 conforme a las normas de la Regla “144-A” (Rule 144-A) y de la Regulación “S” (Regulation S). Dichos bonos consideran pago de intereses semestrales y un solo pago de capital a su vencimiento el 29 de enero de 2025. Dicho financiamiento no considera exigencias de tipo financiero, pero sí considera ciertas restricciones al otorgamiento de garantías por parte de la sociedad y de sus filiales, como asimismo restricciones a transacciones de tipo leaseback. EECL registra en sus libros la emisión de un bono por valor de USD 400.000.000,00 emitido en diciembre de 2010 conforme a las normas de la Regla “144-A” (Rule 144-A) y de la Regulación “S” (Regulation S). Dichos bonos consideran un plazo de 10 años con pago de intereses semestralmente y de capital a término. Dicho financiamiento no considera exigencias de tipo financiero, pero sí considera ciertas restricciones al otorgamiento de garantías por parte de la sociedad y de sus filiales, como asimismo restricciones a transacciones de tipo leaseback. 40.5 Otras Contingencias a) A la fecha se encuentran en tramitación diversas servidumbres ante la autoridad respectiva, las cuales aún no han sido concedidas. Estas servidumbres son las siguientes: Línea de Transmisión Chapiquiña - Putre, Línea de Transmisión Capricornio - Alto Norte, Línea de Transmisión Capricornio - Antofagasta; Línea de Trasmisión El Negro-Soquimich; Línea de Arranque a subestación El Negro. b) Otras Contingencias de Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. 1) Contingencia por Impuesto a las Ganancias A partir del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002, la Sociedad abonó y contabilizó el impuesto a las ganancias considerando que son aplicables las normas de actualización monetaria previstas por la Ley del Impuesto a las Ganancias y, además, el 18 de junio de 2003 inició una acción declarativa de certeza constitucional cuya finalidad es obtener un pronunciamiento judicial que declare que se encuentra vigente el régimen de ajuste por inflación previsto en la Ley de Impuesto a las Ganancias o, en su defecto, que declare la inconstitucionalidad de cualquier norma que impida la aplicación del mencionado ajuste. El 27 de octubre de 2008 el Juez de Primera instancia dictó sentencia, rechazando la demanda. La mencionada sentencia fue apelada por la Sociedad el 18 de noviembre de 2008 ante la Cámara Federal de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo, quien el 11 de agosto de 2009 admitió el recurso de apelación interpuesto, revocó la sentencia de primera instancia e impuso costas por su orden. De este modo, la Cámara convalidó la aplicación del ajuste por inflación respecto del periodo fiscal 2002. La mencionada sentencia aún no se encuentra firme dado que el Fisco Nacional habría interpuesto un recurso ordinario de apelación ante la Corte Suprema de Justicia de la Nación. Por otra parte, el 27 de octubre de 2006, la AFIP-DGI dictó la Resolución 99/2006 mediante la cual impugnó la Declaración Jurada del Impuesto a las Ganancias del periodo fiscal 2002 presentada por la Sociedad y como consecuencia de ello, determinó de oficio un ajuste en concepto de Impuesto a las Ganancias de USD 3.728.682, liquidó intereses a esa fecha por USD 3.180.565 y aplicó una multa por omisión por USD 1.864.341. Con motivo de esta resolución la Sociedad presentó el 23 de noviembre de 2006 un recurso de apelación ante el Tribunal Fiscal de la Nación. Actualmente el expediente se encuentra en etapa probatoria. Como es sabido, el ajuste por inflación es un tema que ha generado infinidad de causas judiciales y se han producido varios fallos favorables con sólidos fundamentos en distintos juzgados de primera instancia y cámaras federales. En este contexto, el 3 de julio de 2009 la Corte Suprema de Justicia de la Nación resolvió una causa sobre el ajuste por inflación en el período fiscal 2002 (caso "Candy") y lo hizo en forma favorable al contribuyente.



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NOTA 40 – GARANTIAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS, OTROS ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES Y OTROS (continuación) 40.5 Otras Contingencias (continuación) b) Otras Contingencias de Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. (continuación) En la sentencia la Corte sostuvo lo siguiente: - Ratificó que la prohibición de ajustar por inflación es constitucionalmente válida, salvo que produzca un resultado confiscatorio. - Consideró que se configuró la "confiscatoriedad" en el caso concreto y por ello permitió al contribuyente practicar el ajuste por inflación en el período fiscal 2002. - Consideró que existía confiscatoriedad en el impuesto a las ganancias porque la diferencia entre el impuesto computado con y sin ajuste por inflación presentaba una desproporción de tal magnitud que permitía, razonablemente, concluir que la ganancia neta calculada conforme la ley vigente -sin ajuste- no representa adecuadamente la renta que pretende gravar la ley del impuesto. - En ese caso concreto, consideró que la alícuota efectiva del impuesto, que representaba el 62% del resultado impositivo ajustado o el 55% de las utilidades contables ajustadas, insumía una porción sustancial de la renta, que excedía el límite razonable de imposición y que ello producía un supuesto de confiscatoriedad. - Aclaró expresamente que tuvo en consideración que el ejercicio 2002 estuvo signado por un grave estado de perturbación económica, social y política, que dio lugar a una de las crisis más graves de la historia contemporánea, que se vio reflejada en índices de precios que tuvieron una variación del 117,96% (índice de precios nivel mayorista) y 40,90% (índice de precios consumidor final). Meritó también la existencia de cambios económicos, el abandono de la convertibilidad y la variación del poder adquisitivo de la moneda. La Sociedad y sus asesores legales consideran que lo decidido en el caso "Candy" por la Corte Suprema de Justicia de la Nación es aplicable a las causas que Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. tiene en trámite, puesto que las alícuotas efectivas del impuesto calculado sin ajuste por inflación, ya sea respecto del resultado impositivo ajustado, como de las utilidades contables, arrojan guarismos que exceden ampliamente el 55% y el 62% que el Máximo Tribunal considero confiscatorio (así se desprende de la pericia contable realizada en la acción declarativa y del informe de los peritos de parte presentados en el expediente del Tribunal Fiscal de la Nación). Así lo ha considerado también la Cámara Federal de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo, al aplicar la doctrina sentada en el caso "Candy" en la sentencia dictada el 11 de agosto de 2009 en la acción declarativa promovida por Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. Finalmente, la Corte Suprema Argentina ha fallado en favor de Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. en Noviembre de 2012. En octubre de 2006, y mientras se tramitaba la acción declarativa, la AFIP dictó una determinación de oficio en la que impugnó la declaración jurada del impuesto a las ganancias, periodo 2002, de Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. La impugnación se basó exclusivamente en la no vigencia del ajuste por inflación. La determinación fue apelada al Tribunal Fiscal de la Nación (“TFN”) con efecto suspensivo. En la causa se produjo una nueva pericia contable elaborada por un experto propuesto por la AFIP y otro por la Compañía. El experto propuesto por la Compañía sostuvo que de no aplicarse el ajuste por inflación el impuesto a las ganancias del período 2002 insumirá el 142,59% del resultado impositivo ajustado del ejercicio y el 460,15% del resultado contable ajustado. Por su parte, el experto propuesto por la AFIP sostuvo que dichos porcentajes son del 85,68% y del 93,64%, respectivamente. Asimismo, oportunamente se informó ante el TFN la sentencia dictada por la Corte Suprema (de Noviembre de 2012) en la acción declarativa antes comentada. En noviembre de 2013 el TFN dictó sentencia, hizo lugar a la apelación de la Compañía y revocó la determinación de oficio. El Tribunal sostuvo que tanto del fallo de la Corte Suprema dictado en la acción declarativa como de la pericia contable producida en la causa --incluso de atenerse a los porcentajes expuestos por el experto de la AFIP-- surge claramente que de no aplicarse el ajuste por inflación se verifica un supuesto de confiscatoriedad.



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NOTA 40 – GARANTIAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS, OTROS ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES Y OTROS (continuación) 40.5 Otras Contingencias (continuación) b) Otras Contingencias de Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. (continuación) Ante la apelación de la AFIP ante la Cámara de Apelaciónes en lo Contencioso Administrativo Federal, la sala V de dicho tribunal resolvió dejar sin efecto el fallo del TFN (notificado el 1° de febrero de 2016), entendiendo que no se verifica un supuesto de “cosa juzgada”(es decir que la sentencia dictada en la acción declarativa no pone fin a este juicio) y que le corresponde al Tribunal Fiscal pronunciarse sobre la manera en que la Compañía practicó el ajuste por inflación y la medida de su incidencia concreta en el impuesto resultante. En consecuencia, sin expedirse sobre el fondo de la cuestión ordenó devolver el expediente al TFN para que dicte un nuevo pronunciamiento. Ante esta resolución de la Cámara, Gasoducto Nor Andino Argentina S.A.procedió a presentar un Recurso Extraordinario Federal para ante la Corte Suprema en base a los siguientes fundamentos: 1. La existencia de la sentencia favorable de la propia Corte Suprema en la acción declarativa. 2. Las pericias producidas en ambas causas. 3. El hecho que la prueba pericial consistió en solicitar a los peritos de liquiden ellos el impuesto con ajuste por

inflación (es decir, no se partió de la declaración jurada de la compañía). 4. La existencia de una determinación de oficio del propio fisco. 5. Cuestiones procesales vinculadas con la preclusión (es decir, el momento en el cual el fisco introdujo ciertos

planteos y cuestionamientos al ajuste por inflación practicado). 6. El hecho que el TFN en su sentencia consideró adecuadamente la pericia. Por las razones señaladas, la compañía considera de que existen altas probabilidades que la Corte Suprema revoque el fallo de Cámara, deje firme el del TFN y con ello resuelva definitivamente la cuestión. Asimismo, en el hipotético caso que la Corte Suprema rechazare el recurso, el expediente sería devuelto al TFN para que dicte una nueva sentencia, es decir, la Compañía volvería al estado actual de la cuestión. La Sociedad ha considerado prudente constituir una provisión total de USD 1.233.735,71 al 31 de diciembre de 2016 y de USD 1.500.909 al 31 de diciembre de 2015. 2) Modificaciones a las condiciones generales para el transporte de gas natural a Chile En el mes de octubre de 2013, la Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. (NAA) y su cliente chileno, Gasoducto Nor Andino S.A. (GNA), celebraron un acuerdo transaccional por diferencias referidas a la prestación de los servicios, acordando que el contrato se modificará estableciendo que a partir del 1 de enero de 2014 y hasta el 30 de septiembre de 2019, ambos inclusive, se prestará un servicio a firme por 1.450.000 m3/día y un servicio de transporte interrumpible hasta una Cantidad Máxima Diaria de 2.850.000 m3/día. Asimismo, acordaron que a partir del 1 de enero de 2014, GNA tendrá la opción de incrementar la Capacidad Reservada hasta un máximo total de 4.300.000 m3/día notificando con 180 días de anticipación. Finalmente, las partes acordaron que, si por efecto de la evolución de costos o la realidad cambiaria en Argentina, la ecuación económica de las Condiciones Generales existente a la fecha de la presente resulta alterada en perjuicio de NAA, GNA se compromete a incrementar la remuneración de los servicios de transporte bajo las Condiciones Generales de forma tal de restablecer dicha ecuación.



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NOTA 41 – DOTACION Al 31 de diciembre de 2016 y 2015, la Sociedad presenta el siguiente número de empleados contratados a plazo indefinido.

Total Total Año 2016 Año 2015

Generación 187 390 3 580 590Transmisión 33 66 1 100 110Administración y Apoyo 125 81 0 206 202

Total 345 537 4 886 902

Dotación de la Empresa por Nivel Profesional y Área

Ingenieros TécnicosOtros

Profesionales

NOTA 42 – SANCIONES En el ejercicio 2016 y 2015, la Sociedad ni sus ejecutivos han sido objeto de sanciones por parte de la Superintendencia de Valores y Seguros. NOTA 43 – MEDIO AMBIENTE La Sociedad y sus filiales cuentan con un vasto programa de monitoreo ambiental que incluye emisiones a la atmósfera, calidad del aire, emisiones a cuerpos de agua, monitoreo marino y otros que aseguran el control de sus operaciones, respetando la legislación vigente y adoptando estrictas regulaciones internas para el logro de objetivos en armonía con el medioambiente. En Junio de 2006 las empresas del grupo EECL obtuvieron la certificación de las normas ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001, otorgada por la empresa certificadora AENOR. A partir de esa fecha el Sistema de Gestión es auditado anualmente donde el ente externo AENOR verifica el funcionamiento del sistema y el cumplimiento del mismo respecto a los modelos normativos certificados. Adicionalmente EECL ha homologado todos los cambios que han presentado las normas en el último tiempo logrando mantener la certificación en la última auditoría de mantención de la certificación realizada durante junio 2016. La Sociedad participa en varias iniciativas de investigación y desarrollo de proyectos ERNC como eólicos solares, microalgas y biomasa, ya sea en forma individual o con la formación de consorcios con universidades y otras empresas. La Sociedad teniendo en consideración los nuevos proyectos de inversión y cumpliendo con la legislación vigente, efectúa sus evaluaciones ambientales a través de Declaraciones de Impacto Ambiental o Estudios de Impacto Ambiental, los que son preparados por consultores con vasta experiencia. Por estos conceptos al 31 de diciembre de 2016 y 2015, la Sociedad ha hecho desembolsos por kUSD 145 y kUSD 94 respectivamente.



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NOTA 43 – MEDIO AMBIENTE (continuación) Los gastos asociados a este concepto se detallan a continuación:

kUSD kUSDAsesorías Medioambientales 33 19Filtros de Mangas en Unidades de Mejillones 2.769 3.173Filtros de Mangas en Unidades 12-13-14 y 15 de Tocopilla 0 8.163Otras Mejoras Medioambientales 0 1.232Total 2.802 12.587

Conceptos31/12/2016 31/12/2015

La nueva norma de emisiones de centrales termoeléctricas fue aprobada mediante el Decreto N° 13/2011, promulgada el 18 de enero de 2011 y publicada en el Diario Oficial el 23 de junio de 2011, Esta normativa regula las emisiones de material particulado (MP), gases Óxidos de Nitrógeno y Dióxido de Azufre y metales pesados mercurio. Además esta norma establece que todas las unidades generadoras, con una potencia mayor a 50 MWt, instalen y certifiquen sistemas de monitoreo continuó de emisiones. Respecto de la Norma de Emisión para Centrales Termoeléctricas el 23 de diciembre del 2013 entró en vigencia el límite de material particulado en todo el país y, a partir del 23 de junio 2015 entró en vigencia los límites de emisión horaria para dióxido de azufre (SO2) y óxidos de nitrógeno (NOx) para las unidades de Central Tocopilla debido a la existencia de un Plan de Descontaminación por Material Particulado en esta ciudad y con fecha 23 de junio del 2016 entraron en vigencia los límites de SO2 y NOx para todas las unidades de Central Mejillones. Para asegurar el cumplimiento de la norma de emisión para gases, se han implementado y puesto en operación sistemas de abatimiento, los cuales complementan los ya existentes para el material particulado. A la fecha todas las unidades carboneras de Central Tocopilla y Central Mejillones cuentan con los siguientes sistemas de abatimiento de emisiones: - Filtros de mangas para el control de las emisiones de material particulado - Desulfurizadores para el control de las emisiones de dióxido de azufre mediante la incorporación de cal

hidratada - Quemadores de Baja emisión de NOx para las emisiones de óxidos de nitrógeno. Actualmente, todas las unidades carboneras y de Gas de generación cuentan con CEMS certificados por la SMA y se ha iniciado el proceso de revalidación anual de estos equipos. En relación a las unidades Turbogas de Tocopilla (unidades de respaldo) y dado su despacho discontinuo, se ha comunicado al CDEC-SING que estas unidades no operarán más del 10% de las horas del año para eximirse del cumplimiento del límite de emisión de NOx. No obstante, sus emisiones se estiman en forma horaria mediante el uso de métodos alternativos y se reportan a las autoridades ambientales. Las fiscalizaciones ambientales efectuadas a la fecha por la SMA y las autoridades sectoriales con competencia ambiental no ha identificado no conformidades en terreno, quedando pendiente la emisión final del reporte de fiscalización. La Sociedad no tiene procesos de sanción



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NOTA 44 – INFORMACION FINANCIERA RESUMIDA DE FILIALES El detalle de la información financiera resumida al 31 de diciembre de 2016, bajo Normas Internacionales de Información Financiera es el siguiente:

ParticipaciónActivos

CorrientesActivos no Corrientes

Total ActivosPasivos

Corrientes Pasivos no Corrientes

Total Pasivos

Ingresos Ordinarios

Ganancia (Pérdida)

Neta% kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD

96.731.500-1 Electroandina S.A. 100,00% 14.716 39.171 53.887 3.559 0 3.559 16.402 (994) 78.974.730-K Gasoducto Nor Andino SpA 100,00% 7.446 119.583 127.029 6.441 40.063 46.504 33.635 4.427 0-E Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. 100,00% 13.846 74.979 88.825 4.059 25.336 29.395 16.367 673 76.708.710-1 Central Termoeléctrica Andina S.A. 100,00% 61.151 680.670 741.821 81.005 406.018 487.023 142.400 33.351 76.046.791-K Edelnor Transmisión S.A. 100,00% 1.838 40 1.878 232 0 232 3.020 659 76.009.698-9 Inversiones Hornitos S.A. 60,00% 54.351 371.119 425.470 32.652 183.715 216.367 122.133 9.364

R.U.T Nombre Sociedad

Al 27 de enero de 2016 EECL vendió el 50% del Patrimonio de su filial TEN

La información financiera al 31 de diciembre de 2015 de las sociedades incluidas en la consolidación es la siguiente:

ParticipaciónActivos

CorrientesActivos no Corrientes

Total ActivosPasivos

Corrientes Pasivos no Corrientes

Total Pasivos

Ingresos Ordinarios

Ganancia (Pérdida)

Neta% kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD

96.731.500-1 Electroandina S.A y f ilial 100,00% 18.433 41.306 59.739 3.183 0 3.183 17.195 1.031 78.974.730-K Gasoducto Nor Andino SpA 100,00% 75.229 128.833 204.062 21.960 42.474 64.434 71.400 35.821 0-E Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. 100,00% 14.547 82.842 97.389 8.522 27.254 35.776 15.977 (1.973) 76.708.710-1 Central Termoeléctrica Andina S.A. 100,00% 76.628 652.828 729.456 45.905 463.404 509.309 127.585 8.290 76.046.791-K Edelnor Transmisión S.A. 100,00% 1.699 59 1.758 665 0 665 3.165 574 76.009.698-9 Inversiones Hornitos S.A. 60,00% 68.367 389.792 458.159 31.474 185.871 217.345 130.270 15.950 76.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. 99,99% 40.024 202.094 242.118 187.190 1.993 189.183 0 2.215

R.U.T Nombre Sociedad



95

NOTA 45 – HECHOS POSTERIORES No han ocurrido hechos significativos entre el 1° de enero de 2017 y la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados que afecten la presentación de los mismos.



96

ANEXO 1 – SOCIEDADES QUE COMPONEN EL GRUPO ENGIE ENERGIA CHILE S.A. Los estados financieros consolidados incluyen las siguientes sociedades

Directo Indirecto Total Directo Indirecto Total

76.046.791-K Edelnor Transmisión S.A. ChileDólar

estadounidense99,9000 0,1000 100,0000 99,9000 0,1000 100,0000

96.731.500-1 Electroandina S.A. y f ilial ChileDólar

estadounidense99,9999 0,0001 100,0000 99,9999 0,0001 100,0000

76.708.710-1 Central Termoeléctrica Andina S.A. ChileDólar

estadounidense99,9999 0,0001 100,0000 99,9999 0,0001 100,0000

78.974.730-K Gasoducto Nor Andino SpA ChileDólar

estadounidense100,0000 0,0000 100,0000 100,0000 0,0000 100,0000

76.009.698-9 Inversiones Hornitos S.A. ChileDólar

estadounidense60,0000 0,0000 60,0000 60,0000 0,0000 60,0000

0-E Gasoducto Nor Andino Argentina S.A. ArgentinaDólar

estadounidense78,9146 21,0854 100,0000 78,9146 21,0854 100,0000

76.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. ChileDólar

estadounidense0,0000 0,0000 0,0000 100,0000 0,0000 100,0000

Porcentaje de Participación Año 2016 Porcentaje de Participación Año 2015Rut Nombre Sociedad

País de Origen

Moneda Funcional

Ver nota 2.4 Entidades Filiales

31/12/2016 31/12/2015Directo Directo

Control Conjunto 76.787.690-4 Transmisora Eléctrica del Norte S.A. Chile Dólar estadounidense 50,000 100,000

Tipo de RelaciónPorcentaje de Participación al

Moneda FuncionalPaís de Origen

Nombre SociedadRut

Ver nota 2.5 Inversiones Contabilizadas por el Método de la Participación



97

ANEXO 2 – DETALLE DE ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA El detalle de los activos denominados en moneda extranjera es el siguiente:

31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD

Efectivo y equivalentes al efectivo USD 275.435 140.234Efectivo y equivalentes al efectivo $ no reajustable 2.483 4.723Efectivo y equivalentes al efectivo Euro 318 0Efectivo y equivalentes al efectivo Peso Argentino 40 414Activos por impuestos corrientes $ no reajustable 0 208Activos por impuestos corrientes USD 36.148 38.861Inventarios corrientes $ no reajustable 124.250 135.756Inventarios corrientes USD 52.886 37.740Cuentas por cobrar a entidades relacionadas $ no reajustable 130 0Cuentas por cobrar a entidades relacionadas UF 341 1.719Cuentas por cobrar a entidades relacionadas USD 5.549 3.340Cuentas por cobrar a entidades relacionadas Peso Argentino 4 0Otros activos no financieros $ no reajustable 9.547 2.490Otros activos no financieros USD 22.667 15.345Otros activos no financieros UF 0 9Otros activos no financieros Peso Argentino 2.347 2.120Otros activos no financieros Euro 55 3.328Otros activos no financieros Otras M onedas 186 875Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar corrientes USD 87.254 110.137Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar corrientes $ no reajustable 11.247 10.589Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar corrientes UF 30 74Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar corrientes Peso Argentino 34 14Otros activos financieros Corriente USD 3.281 3.083Activos corrientes disponibles para la venta USD 0 247.879

Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar no corrientes USD 230 0Cuentas comerciales por cobrar y otras cuentas por cobrar no corrientes UF 18 17Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, no corrientes USD 33.913 0Otros activos no financieros no corriente $ no reajustable 2.973 3.114Otros activos no financieros no corriente USD 10.937 17.714Activos por impuestos diferidos USD 42.901 43.120Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación USD 83.350 0Activos intangibles distintos de la plusvalía USD 272.653 289.857Plusvalía USD 25.099 25.099Propiedades, planta y equipo USD 2.206.772 1.972.680Otros activos financieros no Corriente USD 0 54

USD 3.159.075 2.945.143$ no reajustable 150.630 156.880

Euro 373 3.328UF 389 1.819

P eso A rgent ino 2.425 2.548Otras M o nedas 186 875

3.313.078 3.110.593

Activos Corrientes

MonedaActivos

Activos No Corrientes

Subtotal

Activos, Total



98

ANEXO N° 2 DETALLE DE ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA (continuación) El detalle de los pasivos denominados en moneda extranjera es el siguiente:

31/12/2016 31/12/2015 31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD kUSD kUSD

Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas $ no reajustable 72 0 0 0Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas USD 30.164 16.121 55 55Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas Peso Argentino 95 0 0 0Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas UF 109 0 0 0Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas Euro 105 0 0 0Pasivos por Impuestos Corrientes Peso Argentino 2.134 789 0 0Pasivos por Impuestos Corrientes USD 0 21.406 62.244 0Otros pasivos no f inancieros $ no reajustable 1.281 6.983 0 0Otros pasivos no f inancieros Peso Argentino 80 0 0 0Otros pasivos no f inancieros USD 272 994 0 0Pasivos corrientes disponibles para la venta USD 0 35.289 0 0Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar Euro 10.460 11.374 0 0Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar $ no reajustable 44.534 46.104 0 0Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar Otras monedas 1.370 2.585 0 0Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar Peso Argentino 458 118 0 0Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar USD 94.746 85.438 0 0Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar UF 4.437 6.339 0 0Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar Yen 1.967 2.801 0 0Provisión corrientes por beneficios a los empleados $ no reajustable 20.167 18.111 0 0Otros pasivos f inancieros USD 16.400 16.548 1.033 2.453

Subtotales USD 141.582 175.796 63.332 2.508$ no reajustable 66.054 71.198 0 0

Euro 10.565 11.374 0 0UF 4.546 6.339 0 0

Yen 1.967 2.801 0 0P eso A rgent ino 2.767 907 0 0Otras M o nedas 1.370 2.585 0 0

Pasivos Corrientes, Total 228.851 271.000 63.332 2.508

Pasivos Corrientes Hasta 90 días 90 días a 1 año

Pasivos Corrientes en Operación, Corriente Moneda



99

ANEXO N° 2 DETALLE DE ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA (continuación) El detalle de los pasivos denominados en moneda extranjera es el siguiente (continuación):

31/12/2016 31/12/2015 31/12/2016 31/12/2015 31/12/2016 31/12/2015kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD kUSD

Otros pasivos no financieros USD 5.012 5.026 0 0 0 0Pasivo por impuestos Diferidos USD 16.571 17.523 17.523 17.523 234.238 219.693Cuentas por pagar a entidades relacionadas USD 660 660 92 348 0 0Otros pasivos f inancieros no corrientes USD 815 14.920 345.557 0 385.067 726.226Provisiones no corrientes por beneficios a los empleados $ no reajustable 0 0 0 0 240 292Otras provisiones no corrientes $ no reajustable 0 0 0 0 0 17Otras provisiones no corrientes USD 6.727 6.705 529 507 464 773Otras provisiones no corrientes Peso argentino 1.234 1.501 0 0 0 0

USD 29.785 44.834 363.701 18.378 619.769 946.692$ no reajustable 0 0 0 0 240 309P eso argentino 1.234 1.501 0 0 0 0

31.019 46.335 363.701 18.378 620.009 947.001

Moneda

Subtotal

Pasivos No Corrientes, Total

Pasivos, No Corrientes 1 a 3 años 3 a 5 años Más de 5 años

Documents

International Accounting Standards Board (“IASB”)